BEE-Stellungnahme · 28-04-2016 · Bereits mit dem EEG 2014 wurden Ausbaukorridore für Erneuerbare Energien im Stromsektor mit dem Ziel eingeführt, den Ausbau der Erneuerbaren

BEE-Stellungnahme zum Referentenentwurf des BMWi (Entwurf eines Geset-

zes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus

erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des

Rechts der erneuerbaren Energien)

Berlin, 28. April 2016

BEE-Stellungnahme zum Referentenentwurf des BMWi (Entwurf eines Gesetzes zur Einführung von Ausschreibun-

gen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien)

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Inhaltsverzeichnis

1. Vorbemerkungen ...................................................................................................... 3

2. Ausschreibungen ...................................................................................................... 7

2.1. Ausschreibungsgegenstand & übergreifende Fragen des Ausschreibungsdesigns ............ 7

2.2. Monitoring und Revidierbarkeit ............................................................................................. 8

2.3. Windenergie an Land ............................................................................................................ 8

2.4. Windenergie auf See ........................................................................................................... 10

2.5. Photovoltaik ......................................................................................................................... 12

2.6. Biomasse ............................................................................................................................ 14

2.7. Wasserkraft ......................................................................................................................... 15

3. § 15 Ref.-Entwurf EEG 2016: Härtefallregelung .......................................................15

4. § 19 Abs. 2 Nr. 2 Ref.-Entwurf EEG 2016: Stromsteuerbefreiung ............................15

5. § 20 Abs. 3 Ref.-Entwurf EEG 2016: Marktprämie ...................................................16

6. § 25 Ref.-Entwurf EEG 2016: Beginn, Dauer und Beendigung des Anspruchs ........17

7. § 27a Ref.-Entwurf EEG 2016: Zahlungsanspruch und Eigenversorgung ................17

8. § 51 Ref.-Entwurf EEG 2016 (vormals § 24 EEG 2014): Nichtvergütung bei negativen

Preisen ....................................................................................................................17

9. § 61 Ref.-Entwurf EEG 2016: Ausnahmen von der Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage

(Speicher) ................................................................................................................19

10. § 80 Ref.-Entwurf EEG 2016: Doppelvermarktungsverbot .......................................20

11. § 100 Ref.-Entwurf EEG 2016: Übergangsvorschriften ............................................21

12. Investitions-, Vertrauens- und Rechtsschutz im EEG ...............................................21

12.1. Pönalen ............................................................................................................................... 21

12.2. § 9 EEG 2014/Ref.-Entwurf EEG 2016: Einrichtung für das Einspeisemanagement pro

Netzanschluss ..................................................................................................................... 25

12.3. § 21c Ref.-Entwurf EEG 2016: Verfahren für den Wechsel ................................................ 25

12.4. § 61a Abs. 3 Ref.-Entwurf EEG 2016: Ausnahmen von der Pflicht zur Zahlung der EEG-

Umlage ................................................................................................................................ 26

12.5. EEG-Umlage und 30 Prozent-Erweiterungsregelung ......................................................... 26

12.6. Stärkung der Stellung der Clearingstelle EEG .................................................................... 26

12.7. Ausschluss des Aufrechnungsverbotes .............................................................................. 26

12.8. Einstweilige Verfügung und Verfügungsgrund .................................................................... 27

13. Regionale Grünstromvermarktung ...........................................................................27

14. Einspeisemanagement (§ 14 Ref.-Entwurf EEG 2016) ............................................28



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1. Vorbemerkungen

Aus Sicht des Bundesverbandes Erneuerbare Energie (BEE) dient die aktuelle Novelle primär

der Begrenzung der Ausbaugeschwindigkeit der Erneuerbaren Energien bzw. der Deckelung

des jährlichen Ausbaus, was auch aus den Formulierungen „bis zu“ hervor geht. Dies steht klar

im Widerspruch zur Grundidee des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG), den Ausbau der

Erneuerbaren Energien zu beschleunigen, damit diese möglichst schnell zur Lösung der mit der

Energieversorgung einhergehenden Probleme beitragen können. Vor dem Hintergrund des

Atomausstiegs bedeutet die Deckelung des Anteils der Erneuerbaren Energien auf 45 Prozent

bis 2025 und 60 Prozent bis 2035, dass bis 2025 mindestens 55 Prozent und bis 2035 mindes-

tens 40 Prozent fossile Energieträger zur Stromerzeugung beitragen. Damit begrenzt das EEG

auch den Umfang der möglichen CO2-Einsparungen. Nicht zuletzt vor dem Hintergrund der

jüngsten Klimaschutzvereinbarungen in Paris sind diese Einsparungen als gänzlich unzu-

reichend anzusehen. Der BEE ist der Auffassung, dass Deutschland seine nationalen und

internationalen Verpflichtungen beim Ausbau Erneuerbarer Energien einhalten muss.

Der BEE lehnt die vorgeschlagene Berechnungsformel ab, die dazu dienen soll, den Ausbau der

Erneuerbaren Energien im Allgemeinen und der Windenergie im Besonderen zu begrenzen.

Neben grundsätzlichen Überlegungen, die gegen diesen Eingriff in den Ausbau der Erneuerba-

ren Energien sprechen, soll an dieser Stelle auch auf die spezifischen Schwächen der Formel

verwiesen werden. Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien schwankt von Jahr zu Jahr.

Wie die letzten Jahre gezeigt haben, können gerade die Abweichungen bei der Windenergie

erheblich sein. Die Berechnungsergebnisse für die Ausschreibungsmenge bei der Windenergie

sind letztlich wetterabhängig. Dies ist keine vernünftige Grundlage für die Planungen der

Windbranche.

Darüber hinaus betrachtet es der BEE als kritisch, dass die Erneuerbaren Energien künftig

miteinander verrechnet werden sollen, d.h. dass der Ausbau der Windenergie davon abhängig

gemacht wird, wieviel bei anderen Erneuerbaren Energien zugebaut wird. Der BEE ist der

Auffassung, dass für den Fall, dass die Fraktionen am Koalitionsvertrag festhalten, zunächst die

Klimaschutzziele als Maßstab anzulegen sind. Sollte die Bundesregierung der Ansicht sein,

dass diese Ziele zwingend erreicht werden müssen und Abweichungen zu verhindern sind,

sollte ein Automatismus entwickelt und eingeführt werden, nach dem die nationalen Klima-

schutzziele in einem jährlich vorgegebenen Treibhausgas(THG)-Minderungspfad automatisch

umgesetzt werden.

Laut Umweltbundesamt (UBA) lagen die THG-Einsparungen im Jahr 2015 bei 27,2 Prozent. In

einer von Dr. Joachim Nitsch für den BEE angefertigten Studie kommt er in seinem Trendszena-

rio auf eine Einsparung in Höhe von 32 Prozent bis 2020: Nach diesem Szenario entspräche

eine Zielverfehlung in Höhe von acht Prozentpunkten einer Abweichung von 20 Prozent. In den

folgenden Zeiträumen steigen die Differenzen weiter an – und das letztlich zu den inzwischen

veralteten THG-Einsparzielen.1 Es ist daher völlig unverständlich, wieso die Bundesregierung

bei den Klimaschutztechnologien Erneuerbare Energien den Ausbau deckeln anstatt beschleu-

nigen will. Letztlich konterkariert die Bundesregierung ihre eigene Zielsetzung und unterminiert

damit auch ihre Glaubwürdigkeit, national und international, was dem Klimaschutzprozess im

Nachgang zu Paris abträglich sein könnte.

Deutschland hat sowohl national sowie auch europäisch weitreichende Ziele für die Nutzung

Erneuerbarer Energien vorgelegt. Nach aktuellem Stand ist davon auszugehen, dass bei einer

1 Nitsch, Joachim (2016): Die Energiewende nach COP 21 – Aktuelle Szenarien der deutschen

Energieversorgung. Kurzstudie für den Bundesverband Erneuerbare Energien e.V



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Umsetzung der Korridorvorgaben die nationalen Ausbauziele verfehlt werden. Insofern der

Anteil der Erneuerbaren Energien im Strom-, Wärme- und Verkehrssektor nicht zugelegt wird,

würde selbst eine Überschreitung des Ausbaukorridors bei der Windenergie nicht ausreichen,

um die Ziele zu erreichen. Hinzu kommt, dass Solar- und die Bioenergie weit davon entfernt

sind, die von der Bundesregierung beschlossenen Korridorvorgaben zu erfüllen. Die Erreichung

der im Nationalen Aktionsplan festgelegten 19,6 Prozent für Erneuerbare Energien aus dem

Jahr 2010 (vor Fukushima) erscheint angesichts dessen nur bei einer Kurskorrektur möglich.

Selbst die Erreichung der gegenüber der EU verpflichtenden sektorenübergreifenden Endener-

gieanteile (18 Prozent) ist derzeit nicht zu erwarten. Angesichts dessen muss sich die Politik mit

der Frage beschäftigen, wie der Ausbau der Erneuerbaren Energien beschleunigt werden kann.

Der Bundeswirtschaftsminister hat mehrfach darauf hingewiesen, dass Ausschreibungen für

Erneuerbare Energien auf Vorgaben der Europäischen Kommission eingeführt werden. So

sehen die Beihilfeleitlinien der Europäischen Kommission Ausschreibungen für Erneuerbare

Energien vor. Die Leitlinien wurden festgelegt, obwohl die Erfahrungen mit Ausschreibungen im

Ausland überwiegend negativ sind (siehe hierzu auch IZES-Ausschreibungsstudie vom 19. Mai

2014).2 Zugleich enthalten die Beihilfeleitlinien aber umfassende Ausnahmen, von denen das

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) nur in geringem Umfang Gebrauch

macht. Wenn die Nachteile von Ausschreibungssystemen überzeugend dargestellt werden

können, ist es – gemäß der Beihilfeleitlinien – grundsätzlich auch möglich, ganz auf

Ausschreibungen zu verzichten. So lehnt das BMWi die Umstellung der Förderung nach dem

Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) auf Ausschreibungsverfahren aus guten Gründen ab,

obwohl auch diese unter die Beihilfeleitlinien fällt, wie Vergütung nach dem EEG.

Bereits mit der letzten EEG-Novelle hat sich das BMWi darauf festgelegt, das

Ausschreibungsexperiment bei Erneuerbaren Energien einzugehen. Bei Photovoltaik-

Freiflächenanlagen wurden inzwischen vier Testdurchläufe durchgeführt. Bei diesen

Ausschreibungen traf eine große Nachfrage auf eine geringe Ausschreibungsmenge. Dies hatte

zur Folge, dass nur wenige Projekte zum Zuge kamen. Bei den Projekten, die erfolglos

ausgingen, entstanden Transaktionskosten, die im Falle weiterer erfolgloser Teilnahmen

abgeschrieben werden müssen. An dieser Stelle soll auch darauf hingewiesen werden, dass es

noch keinen Monitoringbericht zu den PV-Freiflächenausschreibungen und daher auch keine

Auswertung bzgl. der Übertragbarkeit auf andere Technologien gibt.

Bereits mit dem EEG 2014 wurden Ausbaukorridore für Erneuerbare Energien im Stromsektor

mit dem Ziel eingeführt, den Ausbau der Erneuerbaren Energien zu verlangsamen. Der BEE

lehnt die zu niedrigen Ausbaukorridore weiterhin ab. In der bevorstehenden EEG-Novelle sollen

die Ausbaukorridore durch Ausschreibungen umgesetzt werden. Der BEE sieht Ausschrei-

bungsverfahren weiterhin kritisch und plädiert für die Fortführung von administrativ festgesetzten

Vergütungen. Nichtsdestotrotz wird der BEE im Folgenden Vorschläge für eine bestmögliche

Ausgestaltung der Ausschreibungsverfahren vorlegen, insoweit dies innerhalb der Vorgaben der

Bundesregierung möglich ist.

Ausschreibungsexperiment und Risiken

In Deutschland lagen bis zur Einführung von Ausschreibungen bei Photovoltaik-

Freiflächenanlagen keinerlei Erfahrungen mit Ausschreibungen bei den anderen Erneuerbaren

2 Vgl. Institut für ZukunftsEnergieSysteme (2014): „Bewertung von Ausschreibungsverfahren als Finanzierungsmodell für Anlagen

der erneuerbaren Energienutzung“, http://www.izes.de/cms/upload/publikationen/IZES_2014-05-20_BEE_EE-

Ausschreibungen_Endbericht.pdf



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Energien vor. De facto handelt es sich bei der bevorstehenden EEG-Novelle um ein

Gesetzgebungsverfahren, das ein umfassendes Experiment vorbereitet. Damit verbunden sind

umfassende Risiken:

- Nichterreichen der Mengenziele (was in einer Reihe von Staaten der Fall war, die

Ausschreibungen durchgeführt haben, bei denen im Nachgang zu den Ausschreibun-gen

nur ein Teil der bezuschlagten Projekte umgesetzt worden ist)

- zeitliche Verschiebung von Investitionen (dann würden die Mengenziele zwar verzögert

erreicht, aber Zeiträume entstehen, in denen die jeweilige Branche und ihre

Beschäftigten unter spürbaren Auftragsrückgängen zu leiden hätten)

- Verlust der Akteursvielfalt, wenn bestimmte Akteure die Ausschreibungsrisiken nicht

tragen können

- kurzfristig höhere Kosten in Folge höherer Risiken und Transaktionskosten sowie mittel-

und langfristig höhere Kosten in Folge der Verringerung der Akteursvielfalt

- Verlust an Akzeptanz der Energiewende in Folge höherer Kosten und geringerer

Möglichkeiten der Bürgerbeteiligung

Der BEE erkennt an, dass das BMWi versucht, die in anderen Ländern negativen Erfahrungen

mit Ausschreibungen nicht zu wiederholen. Zugleich ist der BEE skeptisch, dass die „Quadratur

des Kreises“ gelingen wird. Aus Sicht des BEE müssten zur Erreichung der – bereits niedrigen –

Mengenziele Sicherheitsmargen bei den ausgeschriebenen Vorhaben aufgeschlagen werden,

sodass im Falle der Nichtrealisierung von Projekten die Mengenziele zeitnah erreicht. Es ist

fraglich, ob die seitens BMWi angenommene Realisierungsquote von 90 Prozent nicht zu

optimistisch ist. Diese sollte gegebenenfalls niedriger angesetzt und in Folge eines Monitorings

an den realen Erfahrungswerten angepasst werden.

Zur Erreichung der Kostenziele müssten wiederum die Risiken minimiert und die Akteursvielfalt

erhalten bleiben. Beides erscheint auf Basis des vorliegenden EEG-Referentenentwurfs (Ref.-

Entwurf EEG 2016) fraglich. Die ersten Ergebnisse aus der Photovoltaik-

Freiflächenausschreibung zeigen, dass die Risiken einen realen Hintergrund haben. So gab es

bei einigen Photovoltaikausschreibungsrunden eine Konzentration auf wenige Gewinner und

Bürgerenergieanlagen kamen nur sehr selten zum Zug. Auch lassen sich noch keine Aussagen

über den tatsächlichen Realisierungsgrad treffen. Grundsätzlich gibt es bei der Verordnung zur

Photovoltaik-Freiflächenausschreibung zu bemängeln, dass die Ausschreibungsmengen sehr

niedrig sind, was mit dazu beiträgt, dass die Photovoltaik-Ausbauziele nicht erreicht werden.

Dies sollte im Rahmen des bevorstehenden EEG-Gesetzgebungsverfahren nach korrigiert

werden. Eine Anhebung auf lediglich 500 MW greift zu kurz, zumal erstmals auch größere

Dachanlagen in die Ausschreibung mit einbezogen werden. Der BEE schlägt deshalb eine

Verdoppelung auf 1.000 MW vor.

Wie wichtig eine deutliche Erhöhung der Ausschreibungsmenge wäre, zeigt die deutliche

Verfehlung der Photovoltaikausbauziele im letzten Jahr. Die bevorstehende EEG-Novelle bietet

hier die Chance zur Korrektur. In dem Zusammenhang sollte auch der falsche Ansatz behoben

werden, die Ausschreibungsmengen auf den sogenannten „atmenden Deckel“ anzurechnen. Die

dynamische Degression soll die Marktentwicklung widerspiegeln. Die Ausschreibungsmenge ist

aber administrativ festgesetzt und unabhängig von der Marktentwicklung. Die Erfahrungen aus

der Pilotausschreibung bei ebenerdigen Solarparks sind zudem kaum auf andere

Marktsegmente übertragbar. So ist die Planungs- und Akteursstruktur bei Photovoltaikanlagen

auf Gebäuden oder der bei der Windenergie deutlich komplexer. Die Umstellung auf

Ausschreibungen birgt hier erhebliche Risiken, die sich bereits in Vorzieheffekten widerspiegeln.



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Die Risiken betreffen die Akteursvielfalt, die regionale Vielfalt, die Kosten, die Mengen und damit

auch die dahinter liegende Branche.

Die Situation der Bioenergiebranche unterscheidet sich wiederum stark von der Situation der

Wind- und Solarenergiebranche. Wie bei den anderen Technologien laufen die ersten Anlagen

derzeit auf das Ende ihres EEG-Vergütungszeitraums zu. Da diese Anlagen aufgrund von

Nachrüstungs- und Brennstoffkosten derzeit nicht ohne eine EEG-Vergütung produzieren

können, ist mit Stilllegungen zu rechnen. Allerdings ist aufgrund der Rahmenbedingungen für die

Bioenergie im EEG 2014 der Zubau neuer Anlagen so gering, dass die aus dem EEG ausschei-

denden Anlagen nicht einmal im Ansatz durch Neuanlagen ersetzt werden können. Darüber

hinaus ist absehbar, dass viele der bestehenden Anlagen nicht einmal das Ende ihres regulären

Vergütungszeitraums erreichen werden. Die Betreiber bestehender Anlagen stehen aktuell vor

wichtigen und langfristigen Investitionsentscheidungen, sehen aber aufgrund ihres kurzen

Restvergütungszeitraums keine Perspektive, die Investitionen amortisieren zu können. Bei der

Einführung von Ausschreibungsverfahren für die Bioenergie muss es deshalb darum gehen, die

Stromerzeugung aus Biomasse durch verbesserte Finanzierungsbedingungen für Neuanlagen

sowie eine realistische Anschlussfinanzierung für Bestandsanlagen mittelfristig zu stabilisieren

und moderat auszubauen.

Akteursvielfalt und De-minimis-Regelung

Ziel eines künftigen Fördermechanismus sollte die Schaffung eines Level-Playing-Field

zwischen den Marktakteuren und potenziellen Investoren sein. Die Umstellung auf

Ausschreibungen beendet das bisherige Level-Playing-Field, das auch kleineren Akteuren die

notwendigen Beteiligungsmöglichkeiten bot bzw. bis heute bietet. Ausschreibungen führten zu

einer Umverteilung der Risikostruktur mit spezifischer Benachteiligung von Akteuren mit kleinen

Portfolien und schwereren Kapitalzugängen.

In seinen Eckpunktepapieren hatte das BMWi die Akteursproblematik erkannt. Aus Sicht des

BEEs wäre es folgerichtig, bei der Windenergie an Land eine Bagatellregelung für kleinere

Akteure einzuführen, die an die De-minimis-Regelung der Beihilfeleitlinien angelehnt ist (sechs

Anlagen mit jeweils 6 MW Leistung) KMUs, die in die Regelung fielen und Projekte haben, die in

die De-minimis-Regelung fallen, bräuchten nicht an der Ausschreibung teilzunehmen. Um den

Vergütungssatz bzw. die Marktprämie festzulegen, könnte auf sie eine elaborierte non-

competitive-bidding-Regelung angelegt werden.

Bei Photovoltaikdachanlagen begrüßt der BEE, dass die De-minimis-Regelung der EU-

Kommission Anwendung finden soll.

Auch bei der Bioenergie ist das entscheidende am Ausschreibungsdesign, dass die bestehende

Vielfalt der Akteure, Anlagenkonzepte und Technologien gewahrt bleibt. Für Altholzanlagen

großer Leistung wie auch für Biogasanlagen im landwirtschaftlichen Bereich mit kleinerer

Leistung müssen Regelungen geschaffen werden, die einen fairen Wettbewerb ermöglichen,

analog zum Referenzertragsmodell bei der Windenergie an Land. Darüber hinaus sind adäquate

Ausnahmeregelungen notwendig, insbesondere für Güllekleinanlagen, Bioabfallvergärungsanla-

gen, besonderes systemdienliche Biogas-Bestandsanlagen sowie Anlagen mit sehr niedriger

Leistung.



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2. Ausschreibungen

2.1. Ausschreibungsgegenstand & übergreifende Fragen des

Ausschreibungsdesigns

Der BEE unterstützt grundsätzlich den Ansatz des BMWi, das Ausschreibungsdesign möglichst

eng an das EEG anzulehnen. Dies hat einige Vorteile und erhöht die Vergleichbarkeit. Nur so

können im Ansatz auch Erfahrungen für andere Erneuerbare Energien generiert werden. Bereits

die Umstellung im vertrauten Kontext birgt wie ausgeführt einige relevante Risiken. Die Anleh-

nung an bewährte Mechanismen erleichtert es den Akteuren, mit den Umstellungen umzugehen.

Zudem haben sich die Mechanismen bewährt.

Gelegentlich diskutierte, alternative Vergütungsmechanismen brächten insbesondere bei Wind-

und Solarenergieanlagen eine Reihe von Nachteilen mit sich. So würde die Vergütung von

Kapazitäten bei Windenergie- und Solaranlagen den Anreiz massiv verringern, qualitativ

hochwertige Anlagen zu installieren. Entweder würden dann minderwertige Anlagen oder

Anlagenteile installiert oder man müsste mit großem Aufwand vorschreiben und überprüfen,

dass die Anlage zu bestimmten Zeitpunkten bestimmte Leistungen erbringen kann. Die Aus-

schreibung von ex-ante Fixprämien würde die Finanzierungsrisiken massiv erhöhen und damit

die Ziele Kosteneffizienz und Akteursvielfalt untergraben. Systemische Vorteile sind bei der

Fixprämie im Vergleich zur gleitenden Marktprämie keine Vorteile zu erwarten und ihre Auswir-

kung auf das Abschaltungsverhalten wäre identisch. Daher lehnt der BEE sowohl Fixprämien als

auch Kapazitätsprämien für Wind- und Solarenergie entschieden ab. Gleiches gilt für Überle-

gungen zu Mengenkontingentierungen für Wind- und Solarstrom. Da es keinen Anreiz mehr gibt

qualitativ hochwertige Anlagen zu installieren, wenn nur eine gewisse Menge des Stroms

vergütet wird, hätten Mengenkontingentierungen ähnlich wie Kapazitätsprämien deutliche

Qualitätseinbußen zur Folge. Wenn technisch minderwertige Anlagen vor allem zu den Zeiten

weniger Strom liefern, zu denen der Strom besonders benötigt wird, könnte dies sogar negative

systemische Auswirkungen haben. Als Beispiele seien hier etwa billige Solarmodule mit

schlechtem Schwachlichtverhalten im Vergleich zu Modulen mit gutem Schwachlichtverhalten

genannt.

Auch bei der Bioenergie ist die vorgesehene Ausschreibung der gleitenden Marktprämie

sinnvoll. Davon abgesehen ist für die Bioenergie aufgrund ihrer spezifischen technologischen

Stärken eine andere Vergütungssystematik sinnvoll als für Wind- und Solarenergie. Die für

Biogasanlagen vorgesehene Beschränkung der Vergütung auf eine Bemessungsleistung, die

der Hälfte der installierten Leistung entspricht (§ 44b Abs. 1 EEG 2016), sinnvoll. Dadurch

entstehen Anreize zu einer bedarfsgerechten Stromerzeugung und reizen damit an, die spezifi-

schen Vorteile der Bioenergie – Speicher- und Steuerbarkeit – für die Systemintegration der

fluktuierenden Erneuerbaren Energien zu nutzen. Die Beibehaltung des administrativ festgesetz-

ten Flexibilitätszuschlags für Biogasanlagen ergänzend zur gleitenden Marktprämie ist ebenfalls

sinnvoll, um die Mehrkosten der technischen Umrüstung für eine flexible Fahrweise auszuglei-

chen.

Beim Zuschlagsverfahren sollten die jeweiligen Zuschläge in allen Technologien durchgängig

nach dem ‚Pay-As-Bid‘-Verfahren ermittelt werden. Das Verfahren hat sowohl den Vorteil eines

einfacheren Verständnisses für die jeweiligen Teilnehmer als das geringere Risiko von Mitnah-

meeffekten, die sich beim ‚Uniform Pricing‘ einfacher einstellen. Zudem steigt beim ‚Uniform

Pricing‘ die Gefahr strategischer Gebote, wie bei Photovoltaik-Freiflächenausschreibungsrunden

bereits gesehen werden konnte.



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2.2. Monitoring und Revidierbarkeit

Vieles deutet darauf hin, dass es der deutschen Regierung trotz besten Willens nicht gelingen

wird, die Erhaltung der Akteursvielfalt, die Erreichung der Mengenziele und die Kostensenkun-

gen bei gleichzeitiger Erhöhung der Risikostruktur zu gewährleisten, da diese teils gegensätzli-

che Maßnahmen erfordern. Insgesamt ist daher mit einem längeren Korrekturprozess zu

rechnen. Umso wichtiger ist das umfassende Monitoring der Ausschreibungen. Wenn eine

Regierung die Nachteile darstellen kann, lassen die Beihilfeleitlinien sogar den Verzicht auf

Ausschreibungen ausdrücklich zu. Der Bundeswirtschaftsminister hatte auf dem BEE-

Neujahrsempfang 2014 deutlich gemacht, dass sich auch aus seiner Sicht Ausschreibungen erst

bewähren müssen und nicht unabhängig von Ergebnissen festgeschrieben werden. Auch

diesbezüglich soll auf das noch fehlende Monitoring der Testausschreibungen der Photovoltaik-

freiflächenanlagen hingewiesen werden.

Zu den Spezifika der einzelnen Erneuerbaren Energien verweist der BEE ausdrücklich auf

die Stellungnahmen seiner Mitgliedsverbände.

2.3. Windenergie an Land

Zukünftig soll das Ausbauvolumen für Erneuerbare Energien über eine komplexe Formel

berechnet werden. Hierbei wird der preiswertesten erneuerbaren Energie, der Windenergie, die

Rolle einer Residualgröße zugewiesen. Da die Formel selbst nach Einschätzung des BMWis zu

einem Ausbau von null führen kann, ist eine Mindestausschreibungsmenge zwingend erforder-

lich. Nur diese Mindestausschreibungsmenge kann verhindern, dass es in einen funktionieren-

den Markt zu massiven Verwerfungen über die gesamte Wertschöpfungskette kommt. Ein

Wegbrechen des deutschen Marktes gefährdet die hervorragende Position deutscher Hersteller

im Weltmarkt.

Unternehmen brauchen Kontinuität, Planungs- und Investitionssicherheit. Deshalb muss

anknüpfend an die schließlich im EEG 2014 verankerte Bund-Länder-Vereinbarungen auch

weiterhin ein Zubau von jährlich mindestens 2.500 MW netto Wind an Land erfolgen. Nur so

wird die junge und international führende deutsche Windindustrie in ihrer Dynamik erhalten.

§ 28 Ref.-Entwurf EEG 2016: Ausschreibungsvolumen

Eine komplexe mathematische Formel ist nicht geeignet, um den kontinuierlichen Ausbau der

Windenergie zu sichern und die Ziele des Gesetzes zu erreichen. Auf sie sollte verzichtet

werden. Die hohen Sensitivitäten der Variablen der Formel haben gezeigt, dass es zu keiner

Zielsicherung durch die Formel kommen kann. Trotz der eingebauten Nachholungen innerhalb

der Formel ist es sehr umstritten, ob sie das beabsichtigte Ziel am Ende auch erreicht. Deshalb

ist es aus der Sicht des Bundesverbands WindEnergie e.V. (BWE), eine ausreichend große

Mindestmenge Windenergie an Land auszuschreiben essentiell. Der BWE hält die Zielsetzung

aus dem EEG 2014 für angemessen. Deshalb sollte die zugebaute Menge 2.500 MW netto

betragen und die Mindestausschreibungsmenge entsprechend der im Anlagenregister der

Bundesnetzagentur (BNetzA) eingetragenen Rückbauten errechnet werden.

Der BWE hält die Durchführung einer Ausschreibungsrunde pro Quartal für gangbar. Darüber

hinaus wäre denkbar, dass ein Ausschreibungsturnus von sechs Runden pro Jahr gewählt wird,

sodass „Nichtrealisierungen“ aus vergangenen Runden zeitnah neu ausgeschrieben werden.



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Formulierungsvorschlag:

„(1) Bei Windenergieanlagen an Land berechnet die Bundesnetzagentur das

Ausschreibungsvolumen eines Jahres nach Maßgabe der Formel in Anlage 2

oder einer Mindestausschreibungsmenge brutto, die unter Berücksichtigung der

ab-gebauten Leistung gemäß Anlagenregister der Bundesnetzagentur 2.500 MW

pro Jahr netto entspricht. Das sich so ergebende Ausschreibungsvolumen verteilt

sie gleichmäßig (…)“

Kleinwindanlagen

Der Ref.-Entwurf EEG 2016 sieht nach § 46 Abs. 4 eine Grenze von 50 Kilowatt (kW) für die

Sonderregelung zur Kleinwindenergie vor. Dies lässt unberücksichtigt, dass im Kleinwind-

Segment zwischenzeitlich auch Anlagen bis 100 kW installierter Leistung am Markt tätig und auf

dem Weg zur Wirtschaftlichkeit sind. Der BEE schlägt daher eine Erhöhung der Grenze auf 100

kW vor. Dies würde dem jungen Segment der Kleinwindenergie die notwendige Technologieför-

derung geben.

Akteursvielfalt bei der Windenergie

Die Leitlinien der Europäischen Union geben bei der Windenergie umfangreiche Spielräume zur

Nutzung von Bagatellgrenzen, welche wiederum einen entscheidenden Beitrag zum Erhalt der

Akteursvielfalt leisten würden. Die Bundesregierung sollte daher die von der EU vorgeschlagene

Bagatellgrenze eins-zu-eins umsetzen. Den Vorgaben der EU zur Folge können bis zu 18 MW

unter gewissen Bedingungen aus der Ausschreibung ausgenommen werden.

Lösungsvorschlag: Sollte das BMWi keine vollständige Öffnung der Akteursgruppe umsetzen

können, sollte eine räumliche Öffnung in die Definition aufgenommen werden. Bei einer scharf

gezogenen Grenze des Kreises wird eine sinnvolle Einbindung von benachbarten Bürgern aus

angrenzenden Gemeinde erschwert. Ferner sollte die Beteiligungsquote in c) erhöht werden: Für

eine erleichterte Finanzierung der Projektentwicklung sollte statt einer Begrenzung des maxima-

len Stimmrechtsanteils je Gesellschafter auf 10% höchstens ein Stimmrechtsanteil von 24,9%

vorgesehen werden.

Der Referentenentwurf zeigt zunächst auf, dass das BMWi den in Ausschreibungen durch

zusätzliche Risiken entstehenden Wettbewerbsnachteil für Bürgerenergieprojekte wahr nimmt

und ausgleichen möchte. Zu diesen Risiken zählt vor allem, für ein bereits mit hohem finanziel-

lem und auch ehrenamtlichem Aufwand geplantes und genehmigtes Projekt in der Ausschrei-

bung keine auskömmliche Vergütung erzielen zu können. Da Bürgerenergieprojekte im Regelfall

nicht Bestandteil größerer Portfolien sind, ist es diesen Akteuren nicht möglich, dieses Risiko

über mehrere Projekte zu verteilen.

Das BMWi hat eine Lösung vorgeschlagen, die durch die Einführung einer Preisvorausschau

zwar im Grundsatz sinnvoll ist, in der konkreten Umsetzung jedoch zusätzliche Risiken (Pöna-

len-/Genehmigungsrisiko) einführt und daher abzulehnen ist. In die richtige Richtung geht der

Vorschlag der Definition der Bürgerenergie.

- Einige wenige Änderungen der Definition des BMWis sind jedoch noch notwendig: Um

auch in dünn besiedelten Regionen anwendbar zu sein, sollte die Mehrheit der Stimm-

rechte der Gesellschaft nicht nur bei natürlichen Personen aus dem Landkreis liegen, in



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welchem die Windenergieanlage errichtet werden soll. Auch sollten Personen aus der

Nachbargebietskörperschaft sollten mit einbezogen werden.

- Um in Regionen mit geringen finanziellen Möglichkeiten der lokalen Bevölkerung auch

die Realisierung von Bürgerwindprojekten durch Kommunen zu ermöglichen, könnte für

Kommunen bzw. kommunale Unternehmen aus dem (Nachbar)Landkreis des Anlagen-

standorts ausnahmsweise ein maximaler Stimmrechtsanteil von 51 Prozent zulässig

sein, sofern unter den übrigen 49 Prozent zahlreiche lokale Bürger am Projekt beteiligt

wer-den.

- Bei einer Erhöhung der maximalen Stimmrechtsanteile je Gesellschafter oder der Ein-

führung einer Regelung für Kommunen oder kommunale Unternehmen muss dann auch

eine entsprechende Anpassung für die eingetragene Genossenschaft mit ihrer demokra-

tischen Stimmrechtsverteilung erfolgen.

Eine Wettbewerbsregel (faire Ausschreibungsbedingungen), die Bürgerwindparkakteuren und

Energiegenossenschaften wirklich hilft, muss die adressierten Probleme lösen. So sollten

Bürgerenergieakteure nicht, wie bisher von BMWi vorgesehen, mit eigenen Geboten an

Ausschreibungen teilnehmen müssen. Deutlich zielführender wäre eine Übertragung des

Ausschreibungsergebnisses auf die Bürgerenergieprojekte, deren Initiatoren diesen Preis für ihr

Projekt als auskömmlich erachten, d.h. auf Antrag nach den Auktionen. Das ermöglicht Nach-

verhandlungen mit Anlagenherstellern und Finanzierern, gegenüber denen diese Akteursgruppe

sonst eine eher schwache Verhandlungsposition hat.

Dem Wunsch der derzeitigen Bundesregierung nach einer Ermittlung der Vergütungshöhen über

Ausschreibungen statt einer administrativen Festlegung wäre damit genüge getan. Dem

ebenfalls mehrfach geäußerten Wunsch nach einer Mengenbegrenzung des Onshore-

Windausbaus ließe sich durch eine entsprechende Begrenzung auch dieses Bürgerenergie-

Segments nachkommen – entscheidend ist jedoch, dass dieses Segment dennoch ausreichend

groß ist, um ausreichend Interesse neuer Bürgerenergieprojekte auszulösen. Zudem sollte der

Ansatz des BMWi-Vorschlags im Referentenentwurf aufgegriffen werden, für eine Preisvoraus-

schau zu sorgen. Im Ergebnis würde es Bürgerenergieprojekten ermöglicht, den Löwenanteil der

Investitionen in die Projektentwicklung erst zu tätigen, nachdem sie – durch Übertragung eines

Auktionsergebnisses – eine ausreichende Vergütung erworben haben.

Mit Blick auf den aktuellen Referentenentwurf sei schließlich darauf hingewiesen, dass keine

Sicherheiten verlangt werden sollten, die eingezogen werden, wenn ein Bundesimmissions-

schutzgesetz-Genehmigungsverfahren scheitert oder sich verzögert, da (kleine wie große)

Antragsteller den Verlauf dieser Verfahren kaum beeinflussen können.

2.4. Windenergie auf See

Der BEE verweist auf die Stellungnahmen des BWE, der Stiftung Offshore-Windenergie und des

Wirtschaftsverbandes Windkraftwerke (WVW).

Um einen kontinuierlichen und kosteneffizienten Ausbau der Offshore-Windenergie sicherzustel-

len, braucht es einen jährlichen Zubau in einer Höhe, die auf Basis von Lern- und Skaleneffek-

ten die Realisierung von Kostensenkungspotenzialen ermöglicht. Gleichzeitig ist ein kontinuierli-

cher Ausbau die Grundlage für die industrielle Weiterentwicklung der Offshore-Windenergie

sowie der Sicherung und des Ausbaus von Arbeitsplätzen. Zudem leitet die Offshore-

Windenergie einen wichtigen Beitrag zur Erreichung der Energie- und Klimaziele der Bundesre-

gierung.



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In § 1 Windenergie auf See Gesetztes (WindSeeG) wird der stetige und kosteneffiziente Ausbau

der Offshore-Windenergie als Ziel genannt. Konkret sollen bis zum Jahr 2030 15 Gigawatt (GW)

Windenergie-Leistung offshore installiert werden. Mit Blick auf dieses Ziel empfehlen wir bei den

jährlichen Ausbauzahlen eine gewisse Flexibilität nach oben zu ermöglichen, um einen mög-

lichst kontinuierlichen Ausbau sicherzustellen, der möglichst schnelle Kostensenkungsziele

ermöglicht.

So verhindert der strenge Ausbaudeckel von 15 GW bis 2030 und die entsprechenden Aus-

schreibungsmengen von 730 MW jährlich (ab 2021) die vollständige Realisierung von Kosten-

senkungspotenzialen – Skaleneffekte und Innovationssprünge werden beschränkt. Auch vor

diesem Hintergrund erscheinen die sich in der Industrie abzeichnenden Folgen einer strikten

Deckelung (Arbeitsplatzabbau, Verlagerung der produzierenden, überwiegend mittelständisch

geprägten Hersteller- und Komponentenlieferanten) nicht vertretbar. Strukturelle Verwerfungen

in der gerade auch international erfolgreichen deutschen Windindustrie sind zu befürchten. Der

BEE schlägt daher die kontinuierliche Ausschreibung von mindestens 900 MW pro Jahr vor.

Netzausbau auf See entsprechend gewährleisten

Voraussetzung für einen kontinuierlichen Ausbau der Offshore-Windenergie ist außerdem der

jährliche Zubau von Netzanschlusssystemen in Nord- und Ostsee. Bundesregierung und

Übertragungsnetzbetreiber sollten für den rechtzeitigen Anschluss der Offshore-Windparks

Sorge tragen. Dazu gehören vordringlich rechtzeitige Planungen und Auftragsvergaben.

Der Gesetzentwurf sieht vor, dass mit Beginn des Übergangssystems ab dem Jahr 2021 ein

kontinuierlicher Ausbau der Offshore-Windenergie erfolgt. Nach der zuletzt erfolgten Verlang-

samung – bedingt auch durch die Herabsetzung der Ausbauziele im Jahr 2014 – ist nun ein

beschleunigter Netzausbau auf See die Voraussetzung eines kontinuierlichen und bruchfreien

Ausbaus. Deshalb sollte die Bundesregierung und die dem BMWi unterstellte BNetzA einen

Rahmen schaffen, der die für den Netzausbau auf See verantwortlichen Übertragungsnetzbe-

treiber nicht nur in die Lage versetzt, sondern auch dazu anhält, ab 2021 jährlich je ein neues

Netzanschlusssystem in Nord- und Ostsee tatsächlich bereitzustellen.

Betrieb des OWP nach Ende der Vergütungszeit – Recht auf Weiterbetrieb einfüh-

ren und Enteignungen vermeiden

In § 48 Abs. 7 WindSeeG wird vorgeschrieben, dass ein Planfeststellungsbeschluss oder eine

Plangenehmigung nur befristet erteilt wird, nämlich auf Grundlage der Dauer des Anspruchs auf

die Marktprämie. Laut § 24 WindSeeG kann die bezuschlagte Fläche nach Auslaufen der

Vergütung erneut ausgeschrieben werden. Nach § 66 kann von der Rückbaupflicht gemäß § 58

abgewichen werden; stattdessen kann der Betreiber des OWP verpflichtet werden, die Wind-

energieanlagen und die dazugehörigen Einrichtungen sowie bestimmte Betriebsdaten heraus-

zugeben.

Nach dem WindSeeG soll in Zukunft die Betriebszulassung für Offshore-Windparks nach 20

Jahren auslaufen. Dabei sind die Windenergieanlagen schon heute für 25 Jahre zertifiziert,

zukünftig wohl für noch längere Zeiträume. Diese willkürliche Beschränkung wird sich bei

Ausschreibungen in den Geboten niederschlagen und logischerweise die Kilowattstunde teurer

machen. Vor dem Hintergrund der Tatsache, dass die technische Entwicklung eher noch

längere Lebensdauern der Komponenten erwarten lässt, sollten auch die Plangenehmigung

bzw. der Planfeststellungsbeschluss für 25 bis 30 Jahre erteilt werden.



12

Kompensation für eingezogene Flächen/Projekte – tatsächliche Entschädigung

statt vage Aussichten auf späte Projektrealisierung

Mehr als bedenklich erscheinen die Pläne zur Überführung von bestehenden Projekten in das

neue System ohne finanzielle Kompensation. Für zweistellige Millionenbeträge für Vorinvestitio-

nen wird so möglicherweise kein Euro Entschädigung gezahlt. Mit § 39 ff. WindSeeG wird dem

ehemaligen Genehmigungsinhaber lediglich das Recht eingeräumt, nach Ende der Ausschrei-

bung jener Fläche, die seine ehemalige Fläche umfasst, das Projekt zum Zuschlagspreis selbst

zu realisieren.

Aus Sicht des BEE stellt dieses Modell keine angemessene Berücksichtigung der erbrachten

Vorleistungen zur Entwicklung der erörterten bzw. genehmigten Projekte dar. Vielmehr halten

wir daran fest, dass zum Zeitpunkt der Aufgabe des Eigentums an den Projektunterlagen eine

Entschädigung in Geld zu zahlen ist. In den vergangenen fünfzehn Jahren wurde ein effektives

Anreizsystem geschaffen, auf Grund dessen die in Rede stehenden Anträge gestellt wurden.

Die Projektentwickler wurden politisch gedrängt und von einem bestimmten Entwicklungsstadi-

um an auch rechtlich verpflichtet, bestimmte Investitionen vorzunehmen, um ihre Projekte

realisieren zu können; diese Realisierung war erwünscht.

2.5. Photovoltaik

Der BEE verweist grundsätzlich auf die Stellungnahmen des Bundesverband Solarwirtschaft

e.V. (BSW).

Nach Angaben der BNetzA liegen die Ausbauzahlen bei der Photovoltaik in Folge weitreichen-

der Fördereinschnitte (EEG 2012) und der EEG-Umlage auf solaren Eigenverbrauch (2014) seit

zwei Jahren deutlich unter den bereits niedrigen Ausbauzielen der Bundesregierung. In den

letzten zwei Jahren wurde selbst das bescheidene Photovoltaik-Ausbauziel der Bundesregie-

rung in Höhe von jährlich 2,5 GW klar verfehlt. Die PV-Nachfrage von nur 1,9 GW in 2014 und

1,4 GW in 2015 dürfte im laufenden Jahr mit hoher Wahrscheinlichkeit weiter einbrechen. Damit

droht nach einer beispiellosen Konsolidierungsphase nun ein Verlust der internationalen

Wettbewerbsfähigkeit bei einer der wichtigsten Zukunftsbranchen. Gleichzeitig sind sich

Experten einig, dass vor dem Hintergrund massiver Kostensenkungen in den letzten Jahren

auch ein deutlich stärkerer PV-Zubau kein Kostentreiber mehr wäre.

Um weiteren Schaden von der Branche fern zu halten, ist ein grundsätzlicher Systemwechsel

hin zu Ausschreibungen bei der Förderung von Photovoltaik-Anlagen an oder auf Gebäuden

unbedingt zu vermeiden. Anders als bei großen ebenerdigen Solarparks (vgl. Pilotausschrei-

bung) sind Auktionsmechanismen bei der Gebäudephotovoltaik aufgrund deutlich risikoscheue-

rer, komplexerer, heterogenerer und kleinteiligerer Planungs-, Investoren- und Finanzierungs-

strukturen nach übereinstimmenden Aussagen von Energie- und Finanzexperten zum Scheitern

verurteilt.

Anders verhält es sich im Marktsegment ebenerdiger Solarparks. Hier bestünde durchaus eine

Chance, mittels größerer Ausschreibungsvolumina auch zu besseren Zubauzahlen zu gelangen.

Zur Absicherung der Ausbauziele könnte das Auktionsvolumen ebenerdig errichteter Solarparks

gegenüber dem Gesetzesentwurf auf 1.000 MW pro Jahr verdoppelt werden, wenn gleichzeitig

Standort-Einschränkungen gelockert werden.

Vor diesem Hintergrund begrüßt der BEE die Entscheidung, die Spielräume der EU-

Beihilfeleitlinien zu nutzen und den Fördermechanismus von Photovoltaik-Dachanlagen

unterhalb von einem Megawatt über den atmenden Degressionsmechanismus zu regeln. Jede



13

Absenkung der Grenze führt dazu, dass noch weniger Solarstromanlagen auf Gebäuden

errichtet werden, innovative Direktversorgungslösungen ausgeschlossen und die Akteursvielfalt

massiv zurückgedrängt würde. Ebenso würde das Wachstum des noch jungen Speichermarktes

abrupt ausgebremst werden.

Um die Nachfrage von Solarstromanlagen zeitnah zumindest auf eine politische Zielgröße von

2,5 GW im Jahr zurückzuführen, sollte die EEG-Umlage für solare Eigen- bzw. Direktversorgung

auch für PV-Systeme oberhalb von 10 Kilowatt Peak (kWp) abgeschafft bzw. deutlich verringert

werden. Darüber hinaus ist der EEG-Degressionsmechanismus dahingehend zu reparieren,

dass eine Unter- und Überförderung gleichermaßen verhindert wird (vgl. zu diesem und weiteren

Punkten die Stellungnahme des BSW).

Die Erneuerbare-Energien-Branche sieht, dass die systemdienliche Einbindung von Speichern

in den Betrieb von Eigenverbrauchsanlagen massiv zur lokalen und regionalen Stabilisierung

des Stromnetzes beitragen kann. Zudem können über diese Systeme Erzeugungsspitzen

sowohl bei der Windenergie als auch bei der Photovoltaik abgefangen werden, was nicht zuletzt

die Kosten für den Netzausbau (insbesondere Verteilnetze) sowie beim Einspeisemanagement

reduzieren kann. Die Einbindung in die Regelenergie dient darüber hinaus sowohl zur Absen-

kung der Regelenergiekosten als auch zur Minimierung der verbleibenden konventionellen Must-

Run-Kapazitäten.

Hinsichtlich der Öffnung des EEG für Strom aus anderen EU-Mitgliedstaaten sollte eine stärkere

Öffnung, Integration und Angleichung nationaler Fördersysteme nicht zu einem Automatismus

führen darf, wonach vergütete Solaranlagen mittelfristig nur noch in südeuropäischen Ländern

mit höheren Vollaststunden installiert, aber von hiesigen Stromkunden bezahlt werden. Mit der

vorgesehenen Öffnung nationaler Ausschreibungen werden die Komplexität des Fördersystems

und der Aufwand für eine Beteiligung am Ausbau Erneuerbaren Energien erneut deutlich

zunehmen. Damit dürfte vor allem vielen kleineren Projektierern der Marktzugang weiter

erheblich erschwert werden.

Die ab 2017 geltenden Regeln, wonach fünf Prozent der jährlich neu zu installierenden Erneuer-

baren-Leistung für andere Länder geöffnet werden, sollte so umgesetzt werden, dass die Quote

für jede Erneuerbare-Energien-Technologie separat erfüllt werden muss (PV, Windkraft,

Biomasse). Die fünf Prozent Regelung sollte keinesfalls durch eine „bilanzielle“, also großzügige

(mehr als fünfprozentige) Öffnung für eine Technologie und Verzicht auf die Öffnung bei

anderen Technologien erreicht werden. Der BEE verweist an dieser Stelle auf die Stellungnah-

me des BSW zu dem Eckpunktepapier des BMWi „Öffnung des EEG für Strom aus anderen EU-

Mitgliedstaaten im Rahmen der Pilot-Ausschreibung für Photovoltaik-Freiflächenanlagen“.

Der BEE weist darauf hin, dass die Ausschreibungsmengen zueinander passen müssen, d.h.

dass Deutschland nur in dem Kapazitätsumfang für andere Länder öffnen muss, in dem andere

Länder auch für Deutschland öffnen. D.h. wenn Dänemark z.B. 3 MW in Deutschland aus-

schreibt, sollte Deutschland auch nur 3 MW in Dänemark ausschreiben. Ansonsten wäre eine

starke Verzerrung zu Lasten der hiesigen Unternehmen und Stromkunden gegeben, wenn

Deutschland z.B. ein Volumen von 50 MW öffnen würde. In dem Umfang, in dem sich die

anderen Mitgliedsstaaten der Europäischen Union ebenfalls an einer Öffnung beteiligen, werden

sich die Gesamtsummen dann anpassen.



14

2.6. Biomasse

Der BEE verweist grundsätzlich auf die gemeinsame Stellungnahme des Bundesverband

Bioenergie e.V. (BBE), des Deutschen Bauernverbands e.V. (DBV), des Fachverband Biogas

e.V. (FvB) und des Fachverband Holzenergie (FVH).

Ziel des Ausschreibungsverfahrens bei der Biomasse

Wie oben beschrieben muss bei der EEG-Reform hinsichtlich der Bioenergie vor allem das Ziel

verfolgt werden, die Stromerzeugung aus Biomasse durch verbesserte Finanzierungsbedingun-

gen für Neuanlagen sowie eine realistische Anschlussfinanzierung für Bestandsanlagen

mittelfristig zu stabilisieren und moderat auszubauen. Daneben sollte die technische und

wirtschaftliche Optimierung des Anlagenparks genutzt werden, insbesondere zur umfassenden

Flexibilisierung von Biogasanlagen sowie zu einer Steigerung der Wärmeauskopplung.

Nach Ansicht des BEE wären administrativ festgelegte Vergütungssätze der beste Weg, dieses

Ziel zu erreichen. Da sich die Bundesregierung bereits auf ein Ausschreibungsverfahren

festgelegt hat, muss dies in einem adäquat ausgestalteten Ausschreibungsverfahren umgesetzt

werden. Der BEE begrüßt deshalb, dass der Referentenentwurf auch Bestandsanlagen zu den

Ausschreibungsverfahren zulässt. Aufgrund des akuten Bedarfs, bestehenden Anlagen eine

Perspektive für die Zeit nach Ablauf ihres Vergütungszeitraums zu ermöglichen, müssen diese

Regelungen jedoch nicht in einer nachgelagerten Verordnung, sondern wie bei den anderen

Technologien direkt im EEG eingeführt werden.

Ausbaupfad

Um das Ziel, die Stromerzeugung aus Biomasse zu stabilisieren sowie moderat auszubauen, ist

das Zubauziel im EEG von 100 MW installierter Leistung (brutto) auf 100 MW installierter

Leistung (netto) umzustellen.

Akteursvielfalt: Fairer Wettbewerb und Ausnahmeregeln

Wie oben beschrieben sind zur Wahrung der Akterusvielfalt bei der Bioenergie zum eine

Regelungen zu schaffen, die einen fairen Wettbewerb zwischen Anlagen mit hoher und Anlagen

mit niedriger Leistung ermöglichen (analog zum Referenzertragsmodell bei der Windenergie an

Land). An dieser Stelle sollte im weiteren Gesetzgebungsverfahren nachgebessert werden.

Darüber hinaus sind Ausnahmeregelungen notwendig, insbesondere für Güllekleinanlagen,

Bioabfallvergärungsanlagen, besonderes systemdienliche Biogas-Bestandsanlagen sowie

Anlagen mit sehr niedriger Leistung. Der BEE begrüßt, dass die Sondervergütungsklassen für

Güllekleinanlagen und Bioabfallvergärungsanlagen beibehalten werden sollen.

Für die weitere Ausgestaltung der Regelungen für einen fairen Wettbewerb sowie der Ausnah-

meregelungen verweist der BEE auf die gemeinsame Stellungnahme von BBE, DBV, FvB und

FVH.

Anschlussregelungen für Altholzkraftwerke

Zu diesem Zweck ist es unerlässlich, dass sie bei einem Wechsel in einen zweiten Vergütungs-

zeitraum ihre bisherigen Einsatzstoffe weiter einsetzen dürfen. Im Referentenentwurf ist dies



15

nicht gegeben. Altholz wurde 2012 aus der Biomasseverordnung (BiomasseV) gestrichen und

ist seit dem in Neuanlagen nicht mehr vergütungsfähig. In § 39c Ref.-Entwurf EEG 2016 wird

Bestandsanlagen, die in einen zweiten Vergütungszeitraum wechseln, ein neues Inbetriebnah-

medatum zugewiesen. Damit würde für sie auch die aktuelle Biomasseverordnung gelten. Um

Altholzanlagen weiterbetreiben zu können, ist in § 39a Abs. 2 Ref.-Entwurf EEG 2016 ein

zwingender Verweis auf die jeweilige BiomasseV zum Zeitpunkt der erstmaligen Inbetriebnahme

aufzunehmen.

Ein solcher Verweis ist nicht neu und wurde bereits 2013 im Rahmen der „Zweiten Verordnung

zur Änderung der Energiesteuer- und der Stromsteuer-Durchführungsverordnung“ vorgenom-

men. Dadurch wird den Altholzkraftwerken ermöglicht, auch bei einer sog. „Neuinbetriebnahme“

der Anlage diejenigen Stoffströme einzusetzen (und nur diese), für die sie letztendlich geneh-

migt worden sind. Eine neuerliche Novellierung der Biomasseverordnung kann so vermieden

werden.

Ferner ist Altholz aus § 28 Abs. 1 Ref.-Entwurf EEG 2016 (Anlage 2) und mithin aus der

Windformel als stillzulegendes Stromerzeugungspotenzial aus Biomasseanlagen zu streichen.

2.7. Wasserkraft

Der BEE verweist auf die Stellungnahme des Bundesverbandes Deutscher Wasserkraftwerke

(BDW).

3. § 15 Ref.-Entwurf EEG 2016: Härtefallregelung

Der BEE begrüßt, dass § 15 unberührt bleibt und verweist auf die BEE-Stellungnahme zum

Strommarktgesetz vom 14. März 2016. In ihren Stellungnahmen zum Grün- und Weißbuch

haben die vier Übertragungsnetzbetreiber ebenfalls verdeutlicht, dass zur Gewährleistung der

Systemsicherheit die Beibehaltung der Härtefallregelung zwingend erforderlich ist.

4. § 19 Abs. 2 Nr. 2 Ref.-Entwurf EEG 2016: Stromsteuerbefreiung

Das EEG soll die Investition in Erneuerbare-Energien-Anlagen selbst finanzieren, während die

Stromsteuerbefreiung gemäß § 9 Abs. 1 Nr. 3 des Stromsteuergesetzes (StromStG) nach dem

Willen des Gesetzgebers ein Instrument zur Stärkung der dezentralen Energieversorgung sein

soll (vgl. Einzelbegründung zu § 9 StromStG, BT-Drs. 14/1524, S. 1). Mithin richtet sich die

EEG-Vergütung auf die Investition bzw. Produktion und die Stromsteuerbefreiung auf die

Belieferung von Strom unter besonderen Umständen. Sofern das BMWi die Ansicht vertritt,

diese beiden gesetzlichen Regelungen dürften aus europarechtlichen Gründen nicht kumulativ

vorliegen, verstehen wir nicht, warum dies nicht ebenfalls für fossil erzeugten KWK-Strom gelten

soll. Insoweit erkennen wir in der vom BMWi vorgeschlagenen Regelung lediglich eine Steuer-

erhöhung zu Lasten von EEG-Anlagen und nicht eine Anpassung an höherrangiges EU-Recht.

Der BEE setzt sich daher für die Streichung von § 19 Abs. 2 Nr. 2 Ref.-Entwurf EEG 2016 sowie

dessen Parallelvorschrift in § 9 des Strommarktgesetzentwurfs (§ 9 Abs. 1a StromStG) ein.

Sollte das BMWi dennoch an der Regelung festhalten, sollte aus Gründen des Vertrauensschut-

zes eine Übergangsfrist eingeräumt werden. Denn die in naher Zukunft ans Netz gehenden

Erneuerbaren-Energien-Anlagen wurden auf der Grundlage und im Vertrauen auf ein gesetzes-

konformes und dauerhaftes Nebeneinander von EEG-Vergütung und Stromsteuerbefreiung

geplant und projektiert. So wurden, gerade auch vor dem Hintergrund der zusätzlichen Anforde-

rung des EEG 2014 seit dessen Inkrafttreten, erhebliche Investitionen in Erneuerbare-Energien-



16

Anlagen getätigt (etwa in Fernsteuertechnik zum Erhalt der Marktprämie). Insofern kann die hier

vorgeschlagene – und abzulehnende – Regelung nur für zukünftige Anlagen gelten. Dies

entspräche im Übrigen auch der Rechtsauffassung der EU-Kommission, die eine Anpassung

von Förderhöhen wegen Überkompensation nur für zukünftige Beihilfeempfänger fordert.

Lösungsvorschlag: § 19 Abs. 2 Nr. 2 Ref.-Entwurf EEG 2016 streichen.

5. § 20 Abs. 3 Ref.-Entwurf EEG 2016: Marktprämie

Im vorgeschlagenen Abs. 3 wird mit Verweis auf das derzeit noch nicht abschließend diskutierte

Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende/Messstellenbetriebsgesetz auf die Anlagensteue-

rung allein über die Messgeräte (Smart Meter) bzw. der dort installierten Gateways abgestellt.

Hierbei ergeben sich erhebliche Unsicherheiten für den laufenden Betrieb des Anlagenbestan-

des über alle Erzeugungsarten hinweg, da demnach KEINE alternativen Techniken mehr

Anwendung finden dürften, obwohl diese über ein dem BSI-Schutzprofiel vergleichbaren

Sicherheitsniveau verfügen. Die erst vor kurzem mit der verpflichteten Direktvermarktung

eingeführten und umgesetzten Fernsteuerbarkeitslösungen trotz Übergangslösungen nicht mehr

verwendet werden wenn einer der Datenzugangsberechtigten den Einbau der Gateways

veranlasst. Auch die Kommunikationsanbindung der bisherigen technischen Einrichtung zu

Reduzierung der Einspeiseleistung über den Netzbetreiber wäre nach dem Wortlaut des

Referentenentwurfes dann nicht mehr möglich. Darüber hinaus würde Erneuerbaren Energiean-

lagen der Weg zum Regelenergiemarkt verwehrt sein, da die technischen Anforderungen dazu

separate abgesicherte Übertragungstechniken verlangen.

Die hier vorgeschlagene Formulierung benennt daher klar die notwendigen Eigenschaften, die

eine Übertragungstechnik leisten muss, um wie bisher einen sicheren mit Direktvermarktern und

Netzbetreibern verzahnten Anlagenbetrieb Erneuerbarer Energieanlagen zu gewährleisten. Mit

den Satz „oder über eine dem BSI-Standard vergleichbaren Technik erfolgen.“ soll weiter die

Möglichkeit offen gehalten werden, bisherige Übertragungstechnik zu verwenden, wenn sie die

grundlegenden Sicherheitsanforderungen des BSI erfüllen.

Formulierungsvorschlag:

„(3) Die Abrufung der Ist-Einspeisung und die ferngesteuerte Reduzierung der

Einspeiseleistung nach Absatz 2 muss bei folgenden Anlagen über ein intelligen-

tes Messsystem erfolgen, wenn mit dem intelligenten Messsystem kompatible und

sichere Fernsteuerungstechnik am Markt vorhanden und deren Einbau wirtschaft-

lich vertretbar 1. bei Anlagen, bei denen nach § 29 des Messstellenbetriebsgeset-

zes intelligente Messsysteme einzubauen sind, bis spätestens fünf Jahre nach

dem Zeitpunkt, ab dem die Ausstattung der Anlage mit einem intelligenten Mess-

system nach § 30 des Messstellenbetriebsgesetzes technisch möglich und nach §

31 des Messstellenbetriebsgesetzes wirtschaftlich vertretbar ist, und 2. bei Anla-

gen, bei denen bereits bei Inbetriebnahme ein intelligentes Messsystem eingebaut

ist., wenn Gateways am Markt vorhanden sind, welche

a) mit den Anlagen kompatibel sind,

b) einen sicheren Betrieb, insbesondere die Fernsteuerung im Rahmen von

Wartung und Betriebsführung ermöglichen,

c) für die Vermarktung notwendigen Funktionalitäten, insbesondere der für die

Fernsteuerbarkeit notwendigen Signallaufzeiten sichergestellt sind und

d) deren Einbau wirtschaftlich vertretbar ist oder



17

e) über eine dem BSI-Standard vergleichbaren Technik erfolgen.

Alternativ zum intelligenten Messsystem darf Technik eingesetzt werden, die über

ein mit dem BSI-Standard vergleichbares Sicherheitsniveau verfügt. Bei anderen

Anlagen sind unter Berücksichtigung der einschlägigen Standards und Empfeh-

lungen des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik Übertragungs-

techniken und Übertragungswege zulässig, die dem Stand der Technik bei Inbe-

triebnahme der Anlage entsprechen.“

6. § 25 Ref.-Entwurf EEG 2016: Beginn, Dauer und Beendigung des

Anspruchs

Der BEE spricht sich für die Beibehaltung der noch im EEG 2014 geltenden Regelung – 20

Jahre plus Jahr der Inbetriebnahme – aus

7. § 27a Ref.-Entwurf EEG 2016: Zahlungsanspruch und Eigenversor-

gung

Für den Fall, dass der anzulegende Wert durch Ausschreibungen bestimmt worden ist, bestimmt

§ 27a Ref.-Entwurf EEG 2016, dass der gesamte in der Anlage erzeugte Strom in das Netz

einzuspeisen ist. Diese Restriktion lässt die verschiedenen Spezifika der unterschiedlichen

Technologien außer Acht. Es wird daher auf die Stellungnahmen der Verbände verwiesen.

8. § 51 Ref.-Entwurf EEG 2016 (vormals § 24 EEG 2014): Nichtvergü-

tung bei negativen Preisen

Der BEE begrüßt, die bereits im Gesetzentwurf des Strommarktgesetzes vorgesehene Verknüp-

fung von Day-Ahead- und Intraday-Markt. Dies bewirkt nach Einschätzung des BEE ein

selteneres Auftreten von § 24 EEG 2014/§ 51 Ref.-Entwurf EEG 2016-Fällen. Es macht das

Problem aber nicht beherrschbar und stellt die Betreiber aufgrund schwer prognostizierbarer

Erlöseinbußen auch weiterhin vor wirtschaftliche Schwierigkeiten und erhöhte Finanzierungskos-

ten. Daher ist es weiterhin zwingend notwendig, die Regelung und ihre Auswirkungen auf die

Anlagenbetreiber sowie den Strommarkt ausführlich mit allen beteiligten Akteuren zu erörtern.

In der Energiewirtschaft herrscht Konsens, dass der Paragraph im besten Fall abgeschafft oder

man wenigstens eine energiewirtschaftlich sinnvolle Änderung erzielen sollte. Es kann nicht im

allgemeinen Interesse sein, dass unflexible fossile Kraftwerke einspeisen, während saubere

Technologien (nahezu ohne Grenzkosten) abgeregelt werden. Negative Preise sind bisher nicht

durch ein Überangebot an erneuerbarem Strom, sondern hauptsächlich durch einen Mangel an

Flexibilitätsoptionen und gleichzeitigen zum Teil nicht systemrelevanten konventionellen

Erzeugungskapazitäten im Strommarkt begründet. Gleichzeitig stellen negative Preise auch ein

wichtiges Marktpreissignal und einen sinnvollen Flexibilitätsanreiz dar. Negative Preise zu

verhindern sollte daher nicht per se das Ziel sein.

Die Marktprämie in Verbindung mit der Fernsteuerung stellt zudem bereits einen Anreiz

bedarfsgerechter Stromeinspeisung aus EEG-Anlagen dar. Diese Regelung wirkt: EEG-Anlagen

in der Direktvermarktung werden bei moderat negativen Strompreisen abgeschaltet. Das hat

auch das BMWi erkannt und weist in seinem Weißbuch explizit darauf hin (S. 87). Die Markt-

prämie in Verbindung mit der Fernsteuerung stellt daher bereits eine sinnvolle Umsetzung der



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Randnummer 124 der Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinien der EU-Kommission Ausnahmen

dar.

Bis zur EU-rechtlich abgesicherten Abschaffung des § 24 EEG 2014 sollte die aktuelle Regelung

durch eine energiewirtschaftlich sinnvolle und diskriminierungsfreie Regelung für die Anreizung

von Flexibilitäten unter Beachtung des Einspeisevorrangs der Erneuerbaren ersetzt werden. Die

Maßnahmen aus dem Weißbuch zur Flexibilisierung des Strommarktes müssen zeitnah

umgesetzt werden und über die Ansätze des Referentenentwurfs zum Strommarktgesetz

hinausgehen.

Grundsätzlich sollte es das Ziel sein, unflexible fossile Kraftwerke mit hohen Grenzkosten

frühzeitig aus dem Netz zu nehmen, um eine Abregelung sauberer Erneuerbarer Energien ohne

Grenzkosten zu vermeiden. In Situationen mit niedriger Nachfrage und einer hohen Produktion

aus fluktuierenden Erneuerbaren Energien sollten die nicht benötigten Kraftwerke entsprechend

ihrer Grenzkosten die Produktion einstellen. Dafür bedarf es neuer Maßnahmen, die zu entspre-

chenden Preissignalen führen. Fluktuierende Einspeiser müssen nichtsdestoweniger einkalkulie-

ren, dass es künftig Zeiten geben kann, an denen ihr Strom keinen Verkaufspreis an der Börse

erzielt. Dies sollte im Sinne des Einspeisevorrangs aber erst der Fall sein, wenn alle Möglichkei-

ten zur Flexibilisierung erschöpft sind und ausschließlich nur noch echte „Must Run“-Kapazitäten

im Markt sind. Konkrete Vorschläge zur Umsetzung von Flexibilitätsoptionen sind in der Studie

„Strommarkt-Flexibilität – Hemmnisse und Lösungskonzepte“3 des Fraunhofer Instituts für

Windenergie und Energiesystemtechnik sowie Energy Brainpool im Auftrag des BEE in Koope-

ration mit dem BWE dargelegt.

Der BEE begrüßt, dass im Referentenentwurf der Marktwirklichkeit Rechnung getragen wird.

Diese beinhaltet, dass im Intraday-Markt Korrekturen vorgenommen werden. Diese Korrekturen

führen auch dazu, dass Preise, die sich noch im Day-Ahead-Markt im negativen Bereich

aufhielten, sich z.B. aufgrund verringerter Erzeugungsprognosen oder höherer Nachfrage in den

positiven Bereich bewegen.

Die rückwirkende Anwendung von dem neuen § 24/ § 51 auf Anlagen, die ab Anfang 2016 in

Betrieb gehen, ist richtig und notwendig, um sicherzustellen, dass die gegenwärtige Regelung

bei keiner Anlage Anwendung findet, auch wenn sie noch vor Inkrafttreten des Gesetzes in

Betrieb genommen werden. Eine unterschiedliche Regelanwendung hätte neben Benachteili-

gungen von Anlagen, die in der Übergangszeit in Betrieb genommen werden, auch Verzerrun-

gen auf dem Strommarkt zur Folge.

Darüber hinaus schlägt der BEE für die Aufnahme in den Gesetzentwurf des Strommarktgeset-

zes vor:

- dass sämtliche Börsenpreise, die den deutschen Spot-Strommarkt abbilden, bei der

Berechnung der negativen Strompreise bewertet werden. Dazu gehören neben E-

EX/EPEX vor allem die Börsen Nord-Pool-Spot und EXAA. Strompreise sollten nur dann

als negativ gelten, wenn sie in mindestens zwei der drei Börsen negativ sind. Ein trans-

parentes Verfahren zur Bildung eines aussagekräftigen und referenzierbaren Stromprei-

ses berücksichtigt aus unserer Sicht gleichermaßen Day-Ahead- und Intraday-Preise der

genannten Börsen.

3 Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES)/ Energy Brainpool (2015): „Strommarkt-Flexibilität –

Hemmnisse und Lösungskonzepte“, abrufbar unter http://www.bee-

ev.de/fileadmin/Publikationen/Studien/20150216BEE_Strommarkt_Flexibilisierung.pdf



19

- dass der Börsenrealität Rechnung getragen wird, wonach in Day-Ahead-Märkten jeweils

einzelne Tage gehandelt werden. Folglich sollten nur die negativen Strompreise inner-

halb eines Börsentages betrachtet werden. Stunden negativer Strompreise, die über die

Tagesgrenze hinausgehen, würden nur für den jeweiligen Tag betrachtet werden.

- dass die Anlagenzusammenfassung geändert werden sollte. Mit Bezug auf die beihilfe-

rechtlichen Vorgaben der EU-Kommission bestehen für den deutschen Gesetzgeber

Auslegungsspielräume zum Begriff der Anlagenzusammenfassung. Während der § 51

Abs. 3 Nr. 1 Ref.-Entwurf EEG 2016 lediglich Ausnahmen für Windenergieanlagen mit

einer installierten Leistung von weniger als 3 MW umfasst, sehen die Umwelt- und Ener-

giebeihilfeleitlinien der EU-Kommission Ausnahmen für „3 MW oder 3 Erzeugungseinhei-

ten“ vor (vgl. Randnummer 125). Durch die Ergänzung des Begriffs „3 Erzeugungseinhei-

ten“ im § 51 Abs. 3 Satz 1 bestünde für den deutschen Markt ein notwendiger Freiraum

bei der Anlagenzusammenfassung. Eine optimale Anlagenkonfiguration wird zudem ent-

sprechend der örtlichen Windverhältnisse vorgenommen. Die Reduzierung der Anlagen-

größe im Rahmen von Ausnahmeregelungen folgt jedoch einer preispolitischen Überle-

gung. Eine Begrenzung auf 3 MW ist daher im Sinne einer ertragreichen Windausbeute

und zur Vermeidung wettbewerblicher Verzerrungen zu hinterfragen. Die Anlagenzu-

sammenfassung erfolgt nach §§ 51 Abs. 3 Nr. 1 nun begrüßenswerterweise für Wind-

energieanlagen nicht mehr „unabhängig von den Eigentumsverhältnissen“. Allerdings

besteht diese Beschränkung nach § 51 Abs. 3 Nr. 2 i.V.m. § 24 Abs. 1 weiterhin für alle

übrigen Anlagen außer Windkraftanlagen. Dies ist in den UEBLL aber gar nicht gefordert.

Darüber hinaus muss zeitnah über Kompensationszahlungen diskutiert werden, die dann

entweder im Laufe des Verfahrens des Strommarktgesetzes oder bei der bevorstehenden EEG-

Novelle aufgegriffen werden sollten.

9. § 61 Ref.-Entwurf EEG 2016: Ausnahmen von der Pflicht zur Zah-

lung der EEG-Umlage (Speicher)

Die aktuelle Gesetzeslage führt zu einer Doppelbelastung von bestimmten Energiespeichern

(derzeit ist nur gespeicherter Solarstrom aus Photovoltaikanlagen mit einer Leistung < 10kWp

von der EEG-Umlage befreit) und verhindert somit deren notwendigen Ausbau. Mit dem EEG

2014 wurde die Eigenversorgung aus Photovoltaikanlagen < 10kWp anteilig mit der EEG-

Umlage belastet. Dadurch kann die EEG-Umlage u.a. in Abhängigkeit von der Betreiberkonstel-

lation und Betriebsweise sowohl bei der Zwischenspeicherung des Stroms als auch beim

Verbrauch des Stroms nach der Zwischenspeicherung anfallen. Grund hierfür ist der gültige

Rechtsrahmen, der Speicher sowohl als Letztverbraucher als auch als Erzeugungsanlage

behandelt.

Der BEE begrüßt die mit dem vorliegenden Referentenentwurf geplante Einführung des § 61a,

womit die bestehende Doppelbelastung auch bei dezentralen Speicherkonzepten abgeschafft

würde. Der Entwurf sieht vor, dass Strom im Rahmen der Einspeicherung nicht mit der Pflicht

zur Zahlung der EEG-Umlage belastet werden soll – und zwar auch dann, wenn der Strom nicht

vollständig zurück ins Stromnetz gespeist wird. Für größere Speicher bedeutet die geplante

Regelung eine wichtige Entlastung. Darüber hinaus müssen Photovoltaikanlagen und Solarspei-

cher mit einer Leistung < 10 kWp weiterhin von der Zahlung der EEG-Umlage ausgenommen

bleiben. Ebenso wenig sollte das EEG 2016 innovative Speicherlösungen und neue Geschäfts-

modelle, wie z.B. der Speicherung aus kombiniertem Photovoltaik- und Netzstrombezug, durch

die EEG-Umlage belasten. Auch die vorgebrachten Missbrauchsbefürchtungen – gerade bei der



20

Speicherung von Graustrom aus dem Netz – ist unbegründet, weil die verschiedenen Strombe-

züge bereits heute messtechnisch erfassbar und voneinander trennbar sind.

Die weiterhin geltende Befreiung auch kleiner Speicher von der EEG-Umlage sollte sich zudem

auch unmissverständlich im Wortlaut von § 61a und seiner Begründung widerspiegeln. Nach

ach Einschätzung der erneuerbaren Verbände ist dies derzeit nicht der Fall. Um Interpretations-

spielräume zu vermeiden und die notwendige Investitionssicherheit zu gewährleisten, schlägt

der BEE die folgenden Formulierungen als Ergänzung des § 61a Absatz 2 Ref.-Entwurf EEG

2016 vor (Änderungen unterstrichen):

Lösungsvorschlag: „(1) Für Strom, der zum Zweck der Zwischenspeicherung an einen

elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Stromspeicher geliefert oder

geleitet wird, entfällt die Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage,

1. wenn dem Stromspeicher Energie ausschließlich zur Einspeisung von Strom in das

Netz entnommen wird oder

2. wenn für den gesamten Strom, der dem Speicher entnommen wird, die EEG- Umlage

nach § 60 Absatz 1 oder § 61 Absatz 1 gezahlt wird, soweit der entnommene Strom nicht

nach § 61 Absatz 2 oder 3 von der Zahlung der EEG-Umlage befreit ist.

Darüber hinaus steht für den BEE außer Frage, dass ein zeitnaher Abbau der bestehenden

Markthemmnisse für Energiespeicher erfolgen muss. Eine sinnvolle energiewirtschaftliche

Speicherdefinition ist daher dringend geboten. Insbesondere die undifferenzierte Einstufung von

Speichern als „Letztverbraucher“ durch die BNetzA im Jahr 2008 sowie deren im Rahmen der

EnWG-Novelle 2009 erfolgte Bestätigung durch den Gesetzgeber haben dazu geführt, dass

Energiespeicher in Bezug auf Netzentgelten und Abgaben heute mit „Letztverbrauchern“

gleichgestellt sind. Diese Kategorisierung wird jedoch der tatsächlichen Funktion eines Spei-

chers (Energieaufnahme, Speicherung, zeitlich verzögerte Ausspeisung) nicht gerecht.

Lösungsvorschlag für eine Begriffsdefinition: „Der Bezug von elektrischer Energie zum

Zweck der Zwischenspeicherung gilt nicht als Letztverbrauch.“

10. § 80 Ref.-Entwurf EEG 2016: Doppelvermarktungsverbot

Nach § 80 Abs. 1 Satz 4 ist die Vermarktung als Regelenergie im Rahmen der Direktvermark-

tung nicht als mehrfacher Verkauf oder anderweitige Überlassung von Strom anzusehen. Die

Bereitstellung von Regelenergie ist eine Systemdienstleistung, die zunehmend auch durch

Erneuerbare Energien-Anlagen bereitgestellt werden kann.

Wir begrüßen die Klarstellung, dass Regelenergie nicht gegen das Doppelvermarktungsgebot

verstößt. Ähnliches gilt auch für die Blindleistung. Zudem sollte § 80 wie unten vorgeschlagen

ergänzt werden. Betreiber von Windkraftanlagen haben zusätzliche Investitionskosten, wenn

ihre Anlagen in der Lage sein sollen, zusätzlich zur Wirkleistung auch Blindleistung mit dem

Netz auszutauschen. Ferner führt der tatsächliche Austausch von Blindleistung mit dem Netz zu

erhöhten Strömen, was physikalisch bedingt höhere Verluste und damit höhere Betriebskosten

nach sich zieht. Es besteht die grundsätzliche Bereitschaft, zukünftig weitere Fähigkeiten zur

Verfügung zu stellen, wenn dies finanziell kompensiert wird. Daher sollte sichergestellt werden,

dass eine zukünftig denkbare Vergütung von Blindenergie nicht durch das Doppelvermarktungs-

gebot ausgeschlossen wird.

Lösungsvorschlag: § 80 Abs. 1 Satz 4 könnte wie folgt ergänzt werden: „[…} als Regel- und

Blindenergie ist im ….“.



21

11. § 100 Ref.-Entwurf EEG 2016: Übergangsvorschriften

Abs.1

- Nr. 1: Die Übergangregelung ist ersichtlich unvollständig, ergänzt werden müssen §§

21cund 27a sowie die Anlage 3.

- S. 5: Es ist nicht ersichtlich, warum § 46 Abs. 3 auch auf Anlagen anzuwenden ist, die

nach dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen wurden. Er passt auch systematisch

nicht. Die Frist nach § 46 Abs. 2 ist auf diese Anlagen gar nicht anwendbar. Zudem droht

durch die Verweisung auf § 36 g Abs. 2 bis 4 nach 10 Jahren eine Rückzahlungspflicht,

die nicht bei der Finanzierung bekannt war. Dies ist ein direkter Eingriff in den Investiti-

ons- und Vertrauensschutz.

Lösungsvorschlag: „Für Strom aus Anlagen, […] statt der §§ 22, 22a, 25, 27a, …. 52 Abs. 2

Nr. 3, 53a bis 55a sowie Anlage 3 anzuwenden sowie Streichung von S. 5 „§ 46 Abs.3.“

Abs. 2 (neu)

- Nr. 11: Es ist nicht ersichtlich, warum die Dauer des Anspruchs auf Zahlung nur für Anla-

gen vor dem 1. Januar 2012 gelten soll. Hier müsste der 1. Januar 2017 eingesetzt wer-

den und eine entsprechende Übergangsbestimmung in Abs. 1 aufgenommen werden,

s.o.

Lösungsvorschlag: Für Anlagen, die vor dem 1. Januar 2017 in Betrieb genommen werden…

12. Investitions-, Vertrauens- und Rechtsschutz im EEG

12.1. Pönalen

Existenzielles Risiko: Pönale Meldepflichten zum Anlagenregister

Ein Verstoß gegen die Meldepflichten zum Anlagenregister wird mit dem Entfall des Vergü-

tungsanspruchs derart erheblich sanktioniert, dass ein wirtschaftlicher Anlagenbetrieb nachhaltig

gefährdet ist und sich mit bis zu jahrelangen Rückzahlungsforderungen existenz-bedrohend

auswirkt. Diese Sanktion steht zu den Zielen, die der Gesetzgeber mit den Meldeverpflichtungen

zum Anlagenregister verfolgt, außer Verhältnis.

Sowohl die Regelungen des § 25 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1, 2 EEG 2014, die den Vergütungsentfall

festschreiben, als auch die Vergütungsreduzierung festschreibenden Regelungen des § 52 Abs.

1 Satz 1 Nr. 1, 2, Abs. 3 Nr. 1, 2 Ref.-Entwurf EEG 2016 sind in ihren Rechtsfolgen unange-

messen und bedürfen der gesetzlichen Änderung.

Im EEG 2014 ist geregelt, dass sich für Anlagenbetreiber, die ihren Registrierungspflichten nicht

nachkommen, der anzulegende Wert nach § 23 Abs. 1 Satz 2 EEG 2014 auf Null verringert.

Wird der Strom, wie im Regelfall, unter Inanspruchnahme der Marktprämie veräußert, entfällt

damit de facto der komplette Vergütungsanspruch, da die Marktprämie die Differenz aus

anzulegenden Wert und Monatsmarktwert darstellt.

Die Registrierungspflichten und die Sanktionsfolgen des § 25 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 2 EEG 2014

stehen nicht im Einklang mit dem Verfassungsrecht.

Die Registrierungspflichten genügen nicht den Anforderungen des Bestimmtheitsgrundsatzes:

Eine Norm muss diesem Grundsatz folgend in ihren Voraussetzungen und ihrer Rechtsfolge so



22

formuliert sein, dass die von der Norm Betroffenen die Rechtslage erkennen und ihr Verhalten

darauf einrichten können. Selbst unter Juristen ist jedoch höchst umstritten und ungeklärt,

welche Tatbestände Betreiber von Neuanlagen und Bestandsanlagen melden müssen, damit die

Sanktionsfolge nicht eintritt (Bsp.: Meldung von Genehmigungen). Beispielsweise ist es ist

sowohl für Juristen als auch für Biogasanlagenbetreiber nicht hinreichend bestimmbar, wann

eine, die Meldepflicht für Bestandsanlagen auslösende, „Inanspruchnahme“ der Flexibilitätsprä-

mie vorliegt und wie sich eine solche Meldung zur Registrierung einer Erhöhung oder Verringe-

rung der installierten Leistung von Bestandsanlagen verhält.

Darüber hinaus ist die Sanktionsfolge des § 25 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1, 2 EEG 2014 nicht als

verhältnismäßig anzusehen. Staatliche Eingriffe sind nur zulässig, wenn sie geeignet, erforder-

lich und angemessen sind. Hinsichtlich der Erforderlichkeit ist einzuwenden, dass die Vergü-

tungsverringerung auf Null nicht das mildeste und zugleich effektivste Mittel darstellt. Die

Registrierung im Anlagenregister soll eine umfassende und zeitnahe Erfassung sämtlicher nach

dem EEG geförderter Anlagen zur Erhöhung der Transparenz und Planungssicherheit bewirken

sowie als Maßstab zur Bestimmung der Degressionssätze dienen. Die mit der Registrierung

verfolgten Ziele können ebenso effektiv durch Ahndung in Form eines Bußgeldes oder durch

Abänderung der Sanktion in eine Fälligkeitsregelung, die statt des Vergütungsentfalls die

Vergütungsauszahlung von der Erfüllung der gesetzlichen Pflichten abhängig macht, erreicht

werden. Überdies ist die Verringerung des Vergütungsanspruchs auf Null unangemessen. Die

Intensität der Sanktion steht zu den Zielsetzungen des Gesetzgebers außer Verhältnis. Ein

Vergütungsentfall nach § 25 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 2 EEG 2014 gefährdet im erheblichen Maße den

wirtschaftlichen Anlagenbetrieb und hat existenzbedrohenden Charakter. Besondere Tragweite

entfaltet die Intensität der Sanktion auch vor dem Hintergrund des vom BGH verneinten

Anspruchs auf Wertersatz für eingespeisten Strom bei Verringerung des Vergütungsanspruchs

auf Null und mit Blick auf die Akteurszusammensetzung von Erneuerbaren-Energien-Anlagen.

Nach § 25 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1, 2 EEG 2014 kommt es zudem nicht auf ein Verschulden des

Anlagenbetreibers an. Angesichts der Unbestimmtheiten der Anlagenregisterverordnung und der

Schwierigkeiten beim korrekten Ausfüllen und Absenden der von der BNetzA vorgegebenen

Formularvorgaben ist dies als unzumutbar zu bewerten. Des Weiteren hat der Gesetzgeber

keinerlei Bagatellgrenze vorgesehen. Schon ein geringwertiger Pflichtverstoß, beispielsweise die

Nichtmeldung einer Telefonnummernänderung, löst die Sanktionierung des Anlagenbetreibers

aus. Nicht zuletzt erscheint die Differenzierung zwischen den Registrierungspflichten nach § 25

Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 und § 25 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EEG 2014 willkürlich.

In § 52 Abs. 3 Nr. 1, 2 Ref.-Entwurf EEG 2016 ist begrüßenswerterweise nur noch eine Vergü-

tungsverringerung um 20 Prozent vorgesehen. Auch diese Sanktion stellt sich nach den

genannten Kriterien aber als unverhältnismäßig dar. Die Ziele, die der Gesetzgeber mit den

Meldepflichten zum Anlagenregister verfolgt, können ebenso effektiv durch Anordnung eines

Bußgeldes bzw. eine Fälligkeitsregelung erreicht werden. Darüber hinaus geht die Regelungs-

systematik fehl, die Registrierung zum Anlagenregister mit der Meldung nach § 71 Ref.-Entwurf

EEG 2016 (§ 71 EEG 2014) zu verknüpfen. In Bezug auf § 71 Ref.-Entwurf EEG 2016 (§ 71

EEG 2014) hat sich die Rechtslage verschärft: Bei einem Pflichtverstoß gegen § 71 Ref.-Entwurf

EEG 2016 (EEG 2014) wird bisher der Vergütungsanspruch nicht fällig (§ 19 Abs. 3 EEG 2014).

Nach § 52 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1, 2 Ref.-Entwurf EEG 2016 verringert sich nunmehr aber der

anzulegende Wert auf Null. Mit den Grundsätzen der Verhältnismäßigkeit ist diese Sanktion

nicht zu vereinbaren. Daneben stellen sich zahlreiche Anwendungsfragen: Die Sanktionsdiffe-

renzierung knüpft beispielsweise an die Meldung nach § 71 Ref.-Entwurf EEG 2016 (§ 71 EEG

2014) an. Eine Konkretisierung in zeitlicher Hinsicht fehlt jedoch (Meldung zum 28. Februar des



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jeweils laufenden Jahres für die Endabrechnung des Vorjahres oder Meldung zum 28. Februar

des Folgejahres für die Endabrechnung des Vorjahres?).

Existenzielles Risiko: Pönale und Einspeisemanagement

Ein Verstoß gegen die technischen Anforderungen im Rahmen des Einspeisemanagements wird

mit dem Entfall des Vergütungsanspruchs bei Bestandsanlagen und der Vergütungsverringe-

rung auf den Monatsmarktwert für Neuanlagen derart erheblich sanktioniert, dass ein wirtschaft-

licher Anlagenbetrieb nachhaltig gefährdet ist und sich mit bis zu jahrelangen Rückzahlungsfor-

derungen existenzbedrohend auswirkt. Diese Sanktionen stehen zu dem gesetzgeberisch

verfolgten Ziel, die Netzstabilität sicherzustellen, außer Verhältnis.

Nach § 9 Abs. 1 Satz 1 EEG 2014 müssen Betreiber ihre Anlagen ab einer installierten Leistung

von 100 kW mit technischen Einrichtungen ausstatten, mit denen der Netzbetreiber jederzeit die

Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren und die Ist-Einspeisung abrufen kann.

Ein Verstoß gegen die Anforderungen des § 9 Abs. 1 Satz 1 EEG 2014 hat bei Neuanlagen

grundsätzlich zur Folge, dass sich der anzulegende Wert nach § 23 Abs. 1 Satz 2 EEG 2014 auf

den Monatsmarktwert verringert. Bei Inanspruchnahme der Marktprämie entfällt damit de facto

der Vergütungsanspruch für Anlagenbetreiber, da die Marktprämie die Differenz aus anzulegen-

den Wert und Monatsmarktwert darstellt. Für Bestandsanlagen gilt aufgrund der Übergangsbe-

stimmung des § 100 Abs. 1 Nr. 2 EEG 2014 die Regelung des § 6 Abs. 6 i. V. m. § 17 Abs. 1

EEG 2012: Danach verringert sich der Vergütungsanspruch auf Null, d. h. der Vergütungsan-

spruch entfällt gleichsam.

Unter Beibehaltung der Sanktionsfolge des § 9 Abs. 1 Satz 1 i. V. m. §§ 9 Abs. 7, 25 Abs. 2

EEG 2014 bzw. § 100 Abs. 1 Nr. 2 EEG 2014 i. V. m. §§ 6 Abs. 6, 17 Abs. 1 EEG 2012 ist ein

wirtschaftlicher Anlagenbetrieb nicht mehr gewährleistet. Ein Vergütungsverlust hat für Anlagen-

betreiber existenzbedrohenden Charakter und gefährdet letztlich die durch den Gesetzgeber

gesteckten Ausbauziele.

Vor dem Hintergrund des verfassungsrechtlich gebotenen Verhältnismäßigkeitsgrundsatzes ist

die Sanktionsfolge des § 9 Abs. 1 Satz 1 i. V. m. §§ 9 Abs. 7, 25 Abs. 2 EEG 2014 bzw. § 100

Abs. 1 Nr. 2 EEG 2014 i. V. m. §§ 6 Abs. 6, 17 Abs. 1 EEG 2012 nicht hinnehmbar. Wir plädie-

ren deshalb dafür, die unverhältnismäßige Pönalisierung von Anlagenbetreibern im EEG 2016

gesetzgeberisch zu lösen.

Die Verringerung der EEG-Vergütung bzw. der Entfall der EEG-Vergütung stellt einen staatli-

chen Eingriff dar, der nur zulässig ist, wenn er – im Hinblick auf den mit ihm angestrebten Zweck

oder Erfolg – geeignet, erforderlich und angemessen ist.

Hinsichtlich der Erforderlichkeit ist einzuwenden, dass die Vergütungsverringerung auf den

Monatsmarktwert nicht das mildeste und zugleich – mit Blick auf die gesetzgeberischen Ziele –

effektivste Mittel darstellt. Die Sicherstellung der Funktionstüchtigkeit des Netzes kann ebenso

effektiv durch mildere Mittel gewährleistet werden, indem ein Verstoß gegen die Anforderungen

des § 9 Abs. 1 Satz 1 EEG 2014 ordnungsrechtlich mit einem Bußgeld geahndet oder die

Pflichterfüllung für Anlagenbetreiber im Rahmen des Einspeisemanagements als Fälligkeitsrege-

lung ausgestaltet wird.

Darüber hinaus steht die Sanktionsfolge des § 9 Abs. 1 Satz 1 i. V. m. §§ 9 Abs. 7, 25 Abs. 2

EEG 2014 bzw. § 100 Abs. 1 Nr. 2 EEG 2014 i. V. m. §§ 6 Abs. 6, 17 Abs. 1 EEG 2012 nicht

mehr in einem angemessenen Verhältnis zur intendierten Netzstabilität. Der Gesetzgeber ordnet

de facto den Vergütungsverlust an, gleichgültig ob ein Verstoß verschuldet ist oder nicht, wie



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schwer der Verstoß wiegt und wie lange er anhält. Die Intensität der Sanktion ist nachhaltig

wirtschaftlich schädlich und vernichtet zum Teil ganze Jahreserlöse. Ein einmaliger Verstoß

kann sich so bereits existenzgefährdend auf den Anlagenbetrieb auswirken und beeinträchtigt

den Ausbau Erneuerbarer Energien. Überdies ist die Sanktionsfolge verschuldensunabhängig

ausgestaltet. Eine technische Einrichtung die stets fehlerfrei funktioniert, wie vom Gesetzgeber

gefordert, gibt es jedoch nicht. Eine entsprechende Haftung bzw. die damit verbundenen

Nachweis- und Beweispflichten sind Anlagenbetreibern schlichtweg unzumutbar. Schließlich hat

der Gesetzgeber nicht berücksichtigt, dass kleine Anlagen, die § 9 Abs. 1 Satz 1 EEG 2014

bereits erfasst, im Regelfall keine konkrete Gefahr für die Netzsicherheit begründen. Die

fehlende Regelbarkeit von Anlagen unter 500 kW installierter Leistung wirkt sich grundsätzlich

nicht gefährdend auf die Netzsicherheit aus. § 7 Abs. 2 EEG 2014: Verlust an Rechtssicherheit

und Rechtsklarheit: Aufhebung des Abweichungsverbotes

Nach dem in § 7 Abs. 2 EEG 2014 verankerten Abweichungsverbot darf grundsätzlich nicht zu

Lasten des Anlagenbetreibers oder des Netzbetreibers von den Bestimmungen des EEG (durch

Vertrag, Satzung etc.) abgewichen werden. Das Abweichungsverbot legt fest, dass es sich bei

den Regelungen des EEG um die Obergrenze für Belastungen von Anlagenbetreibern und

Netzbetreibern handelt. Die Regelung schafft damit Rechtssicherheit und Rechtsklarheit, bewirkt

die effiziente Durchsetzung des EEG und gewährleistet den Schutz von Anlagenbetreibern und

Netzbetreibern. Durch das Verbot der Abweichungen von den Bestimmungen des EEG zu

Lasten der Netzbetreiber wird bewirkt, dass Dritte keinen höheren Belastungen z. B. im Rahmen

des bundesweiten Belastungsausgleichs ausgesetzt werden. Eine Aufhebung des Abwei-

chungsverbotes, wie im EEG Entwurf vorgesehen, zieht dagegen einen Verlust von Rechtssi-

cherheit und Rechtsklarheit nach sich und weicht die gesetzlich festgeschriebenen Obergrenzen

für Belastungen, insbesondere für Anlagenbetreiber, auf. Dies birgt nicht unerhebliche Risiken

für den Anlagenbetrieb und stellt die im Allgemeinwohl gebotene Erreichung der Klimaschutzzie-

le in Frage.

Entgegen der Begründung zum Referentenentwurf hat sich das Abweichungsverbot nicht

inhaltlich überholt: Tatsächlich hat es nach wie vor große praktische Bedeutung und hat sich

über Jahre bewährt. In der Vergangenheit verlangten Netzbetreiber vielmals vertragliche

Regelungen, die zum Nachteil der Anlagenbetreiber von den Vorschriften des EEG abwichen.

Durch das Abweichungsverbot konnte hier vermittelnd eine sowohl für Anlagenbetreiber als

auch für Netzbetreiber handhabbare Lösung gefunden werden. Mit der Aufhebung des Abwei-

chungsverbotes besteht die erhebliche Gefahr, dass Netzbetreiber ihre Marktmacht sowie eine

etwaige technische und rechtliche Unerfahrenheit von Anlagenbetreibern zu Ungunsten letzterer

ausnutzen. Anlagenbetreibern würden nachteilige Vertragskonditionen auferlegt, die letztlich

Auswirkungen auf den Ausbau Erneuerbarer Energien haben und die Klimaschutzziele beein-

trächtigen würde. Insbesondere vor diesem Hintergrund kann kein Vorteil in der Aufhebung des

Abweichungsverbotes gesehen werden.

Darüber hinaus ist die Aufhebung des Abweichungsverbotes systemwidrig: Nach § 30 Abs. 1

Satz 1 Nr. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) dürfen Betreiber von Energieversorgungs-

netzen ebenfalls nicht von bestimmten Regelungen des EnWG bzw. auf Grund dieser Bestim-

mungen erlassenen Rechtsverordnungen abweichen.

Lösungsvorschlag: Wir schlagen die Beibehaltung des Abweichungsverbotes vor.



25

12.2. § 9 EEG 2014/Ref.-Entwurf EEG 2016: Einrichtung für das

Einspeisemanagement pro Netzanschluss

Wenn Strom aus unterschiedlichen Energieträgern eingespeist wird, besteht die Vorgabe, dass

für jeden Energieträger eine Einrichtung für das Einspeisemanagement verbaut werden muss.

Wird also Strom aus solarer Strahlungsenergie und aus Windstrom über einen Netzanschluss

direkt vermarktet, müssen unter Berücksichtigung der Fernsteuerbarkeit drei mit erheblichen

Kosten verbundene Einrichtungen mit der gleichen Funktionalität vorgehalten werden. Schon

deshalb, weil das Einspeisemanagement der Netzsicherheit dient, ist dies Einschränkung nicht

sachgerecht. Zudem erschließt es sich nicht, warum bei einem Windpark mit 100 MW eine

Einrichtung ausreichen soll, wohingegen bei einer Biomasseanlage mit 150 kW, die über einen

Netzanschluss mit einer Fotovoltaik-Anlage mit 40 kW einspeist, zwei Einrichtungen notwendig

sein sollen.

12.3. § 21c Ref.-Entwurf EEG 2016: Verfahren für den Wechsel

Seit dem EEG 2012 bis heute sind Wechselprozesse so ausgestaltet, dass ein Wechsel von

einer Vermarktungsform in die andere grundsätzlich mit einem Kalendermonat Vorlauf erfolgen

muss. Bislang war jedoch nicht geregelt, dass auch die erstmalige Vermarktung in einer

Vermarktungsform des EEG einer solchen Frist unterliegen soll. Die Regelung des Referenten-

entwurfs sieht vor, dass die Monatsfrist nun auch für die erstmalige Veräußerung des Stroms

gelten soll. Aus Sicht des BEE ist dies weder praktisch erforderlich noch sinnvoll umsetzbar.

Nach der Rechtslage des EEG 2014 kann punktgenau angemeldet werden. Dies ist nach dem

vorliegenden Referentenentwurf nicht mehr möglich: Wenn am 01.04. klar wird, dass am 15.04.

die Inbetriebnahme erfolgen kann, dann ist eine Anmeldung statt zum 15.04. nur zum 01.06.

möglich. Man könnte zwar hier noch in die Ausfallvergütung melden, aber auch das nur zum

kommenden Monats-ersten mit 5 Werktagen Vorlauf.

Zweiter Vorteil der aktuellen Rechtslage ist, dass die manuelle Anmeldung ermöglicht, auch

ohne eine bekannte Zählpunktbezeichnung eine Anmeldung vornehmen zu können. Unter

Zugrundelegung des EEG Entwurfs könnte immer nur zum Monatsersten angemeldet werden.

Im automatisierten Prozess basierend auf den fixen Fristen ist (zurzeit) die Angabe der Zähl-

punktbezeichnung zwingend (vom EDV-System so vorgegeben). Ist also die Inbetriebnahme am

15.04., der Netzbetreiber erhält den Zählpunkt aber erst zum 01.05., dann kann er auch nur zum

01.07. anmelden. Zudem sind meist vor der Inbetriebnahme die Zählpunkte noch nicht bekannt,

sodass die Monatsfrist meist nicht eingehalten werden könnte. Da bisher keine praktischen

Probleme der vorliegenden Rechtslage bekannt sind, sollte die für alle Seiten vorteilhaftere

Regelung beibehalten werden.

Lösungsvorschlag: Wir schlagen die Streichung der entsprechenden Passage des § 21c Abs.

1 Satz 1 Ref.-Entwurf EEG 2016 vor:

„Anlagenbetreiber müssen dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangegange-

nen Kalendermonats mitteilen, wenn sie erstmals Strom in einer Veräußerungsform

nach § 21b Abs. 1 veräußern oder wenn sie zwischen den Veräußerungsformen

wechseln.“



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12.4. § 61a Abs. 3 Ref.-Entwurf EEG 2016: Ausnahmen von der

Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage

EEG-Umlage auf Leitungs-, Transport- und Umspannungsverluste sowie auf

Blindleistung

§ 61a Abs. 3 Ref.-Entwurf EEG 2016 ist zu entnehmen, dass auf Leitungsverluste, die in Netzen

von Anlagenbetreibern anfallen sowie auf Umspannverluste bei der Einspeisung, die EEG-

Umlage zu entrichten ist. Netzbetreiber sind hingegen von einer solchen Umlage befreit.

Gründe, die diese unterschiedliche Behandlung rechtfertigen, sind nicht ersichtlich. Daher sind

beide Gruppen gleich zu behandeln.

Darüber hinaus folgt aus der Regelung aus § 61a Abs. 3, dass auch auf Arbeitsenergie, die zur

Bereitstellung von Blindleistung aufgewendet wird, die EEG-Umlage zu entrichten ist. Auf Basis

der aus hiesiger Sicht im Hinblick auf die Blindstromvorgaben rechtswidrigen Mittelspannungs-

und Niederspannungsrichtlichtlinie wird Anlagenbetreibern die Bereitstellung von Blindstrom

abgenötigt. Die Regelung in § 61a Abs. 3 würde bedeuten, dass die Anlagenbetreiber für die

Blindstrombereitstellung nicht nur einen erheblichen Anteil ihrer Vergütung verlieren, sondern

zusätzlich mit der EEG Umlage belastet werden.

EEG-Umlage auf lokal erzeugten EE-Strom, der ohne eine Einspeisung zur lokalen

Erzeugung von EE-Strom genutzt wird

Wind- und Bioenergieanlagen brauchen zur Erzeugung von EE-Strom Strom. Die Belastung des

zur Erzeugung von EE-Strom im selben Anlagenkomplex erzeugten EE-Stroms mit der EEG-

Umlage ist weder mit Gleichheitserwägungen noch mit dem Ziel der EEG-Umlage begründbar.

Dieser Strom ist daher von der EEG-Umlage zu befreien. Um willkürliche Benachteiligungen zu

vermeiden sollte dabei nicht auf Betreiberverhältnisse abgestellt werden.

12.5. EEG-Umlage und 30 Prozent-Erweiterungsregelung

Nach dem EEG 2014 sind Bestandsanlagen von der Belastung selbstverbrauchten Stroms mit

der EEG-Umlage ausgenommen. Nach § 61 Abs. 3 EEG 2014 entfällt diese Ausnahme, wenn

die Anlage ihre installierte Leistung um mehr als 30 Prozent erhöht. Diese Ausnahme hemmt die

Umrüstung von Biogasanlagen für die bedarfsgerechte Stromerzeugung und sollte gestrichen

werden.

12.6. Stärkung der Stellung der Clearingstelle EEG

Verschiedenen Regelungen ist zu entnehmen, dass Voten und Schiedssprüche der Clearingstel-

le EEG auch gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern verbindlich sind. In Ermangelung einer

ausdrücklichen Klarstellung wird dies von Übertragungsnetzbetreibern als nicht ausreichend

abgesichert angesehen, weshalb von Netzbetreibern Vorbehaltsklauseln aufgenommen werden,

die wiederum die Verbindlichkeit vollständig aufheben. Deshalb wird um die oben genannte

Klarstellung gebeten.

12.7. Ausschluss des Aufrechnungsverbotes

Mit dem EEG 2004 wurde ein Aufrechnungsverbot eingeführt, welches es dem Netzbetreiber

verbietet, etwaige Rückforderungsansprüche mit laufenden Vergütungsansprüchen zu verrech-



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nen. Nach der Gesetzesbegründung war dieser Ausschluss aufgrund der ansonsten völlig

übermächtigen Stellung des Netzbetreibers notwendig geworden. Aufgrund der im Vergleich zu

der damaligen Fassung des Gesetzes noch weit komplexeren Gesetzeslage ist dieses Verbot

notwendiger denn je. Gleichwohl ist das Aufrechnungsverbot durch § 57 Abs. 5 S. 4 EEG 2014

praktisch komplett ausgeschlossen. Die derzeitige Praxis zeigt, dass diese Rückausnahme

Anlagenbetreiber in einer sehr unterlegene Position bringt. Dass der Gesetz-geber eine eigene

Regelung unter der Überschrift Aufrechnung mit einem Aufrechnungsverbot schafft und das

Aufrechnungsverbot über eine völlig versteckte Regelung, die im Übrigen den Ausgleich

zwischen ÜNB und VB betrifft, nahezu komplett aushebelt, erscheint nicht nachvollziehbar.

Daher wird es sich hier wohl um einen Verweisfehler handeln, der dringend beseitigt werden

sollte.

12.8. Einstweilige Verfügung und Verfügungsgrund

In § 83 Abs. 2 EEG 2014 ist geregelt, dass eine einstweilige Verfügung auch erlassen werden

kann, wenn kein Verfügungsgrund gegeben ist. Nichtsdestotrotz erlassen Zivilgerichte einstwei-

lige Verfügungen nur, wenn ein Verfügungsgrund gegeben ist. Damit sind erhebliche und

unnötige Risiken für Anlagenbetreiber verbunden. Nach einer Umfrage bei einigen Rechtsanwäl-

ten liegt der Grund wohl darin, dass Zivilgerichte gewohnt sind, auch den Verfügungsgrund zu

prüfen und Unsicherheiten in Bezug auf die Regelung in § 83 Abs. 2 EEG 2014 bestehen.

Daher sollte nach unserer Auffassung die Regelung so ausgestaltet werden, dass es in den

durch § 83 Abs. 2 EEG 2014 genannten Fällen allein auf den Verfügungsanspruch ankommt,

soweit nicht ganz besondere außerordentliche Umstände vorliegen. In der Begründung sollte

ausgeführt werden, dass eine Vorwegnahme der Hauptsache keinen außerordentlichen

Umstand begründet.

13. Regionale Grünstromvermarktung

Der BEE lehnt das vom BMWi vorgeschlagene Modell einer Kennzeichnung von regional

vermarktetem Strom aus EEG-Anlagen ab. Nach Einschätzung der Branche trägt das Modell

weder zur Akzeptanz des Ausbaus der Erneuerbaren Energien bei, noch bietet es energiewirt-

schaftlichen oder ökologischen Vorteile und wird nicht in größerem Umfang in Anspruch

genommen werden.

Der problematische Kern des Modells ist, dass es auf die bisherige Stromkennzeichnungssys-

tematik aufbaut, nach der „Strom aus Erneuerbaren Energien, gefördert nach dem Erneuerbare

Energien Gesetz“ abhängig von der gezahlten EEG-Umlage (2014: 37,7 Prozent) und unabhän-

gig von der tatsächlichen Herkunft des gelieferten Stroms auszuweisen ist. Die heutige Syste-

matik ist den meisten Endkunden nur unter größerem Beratungsaufwand vermittelbar. Eine

Stromkennzeichnung im Rahmen des BMWi-Modells verkompliziert die Systematik noch weiter.

Es ist deshalb unklar, warum ein Kunde eher geneigt sein sollte, den Ausbau der Erneuerbaren

Energien in seiner Region zu akzeptieren, wenn er ein Stromprodukt beziehen kann, das (i) nur

einen geringen Anteil regionalen Stroms aus EEG-Anlagen aufweist, das (ii) im Vergleich zu

konventionellen Stromprodukten teurer ist und das (iii) keinen sonstigen energiewirtschaftlichen

oder ökologischen Mehrwert leistet.

Für eine umfassende Bewertung des BMWi-Modells wird auf die entsprechende Stellungnahme

des BEE zu dem erwarteten Entwurf eines Gesetzestextes verwiesen.



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14. Einspeisemanagement (§ 14 Ref.-Entwurf EEG 2016)

Hinsichtlich des Einspeisemanagements fordert der BEE, den § 14 Ref.-Entwurf EEG 2016 um

folgenden Passus zu ergänzen:

„Netzbetreiber müssen Anlagenbetreibern nach § 9 Absatz 1 sowie den zustän-

digen Vermarkter spätestens am Vortag, ansonsten unverzüglich über den zu er-

wartenden Zeitpunkt, den Umfang und die Dauer der Regelung unterrichten, sofern

die Durchführung der Maßnahme vorhersehbar ist und zudem die BNetzA zu er-

mächtigen, ein einheitliches Datenformat für die Kommunikation nach § 14

Abs. 2 EEG festzulegen.“

Kontakt:

Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE)

Invalidenstraße 91

10115 Berlin

Dr. Hermann Falk

Geschäftsführer

030 275 81 70-10

[email protected]

Carsten Pfeiffer

Leiter Strategie und Politik

030 275 81 70-17

[email protected]

Christoph Pietsch

Referent Energiemärkte und Mobilität

030 275 81 70-22

[email protected]

mailto:[email protected]



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BEE-Stellungnahme · 28-04-2016 · Bereits mit dem EEG 2014 wurden Ausbaukorridore für Erneuerbare Energien im Stromsektor mit dem Ziel eingeführt, den Ausbau der Erneuerbaren